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
Waste Water Treatment
Atmospheric Pollution
Noise Control
Purification
Hidrogen yang diproduksi dari catalytic reforming
tidak cukup untuk memenuhi kebutuhan proses
tidak cukup untuk memenuhi kebutuhan proses
hydrotreating
dan hydrocracking
Diperlukan unit produksi hidrogen untuk memenuhi
kebutuhan tersebut
Steam Reforming Oksidasi ParsialHydrogen
Production
&
Purification
Steam Reforming
REFORMINGReaksi metana dan steam dengan bantuan katalis, pada 1400 -g , p 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
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.
Steam Reforming
PEMURNIAN GAS
Penghilangan COg g 22 dengan absorpsi pelarut amine atau potasiumg p p p karbonat. Pelarut dikontakkan ke gas karbon dioksida dan hidrogen pada sebuah kolom absorber. CO2 terabsorbsi pada pelarut kemudian dialirkan ke CO2still untuk regenerasi.
METHANATION
Sisa CO dan CO2diubah ke metana
CO + 3 H2ÆCH4+ H2O CO + 4 H Æ CH + 2 H O CO2+ 4 H2ÆCH4+ 2 H2O
Reaksi eksotermis di reaktor fixed-bed pada temperatur sekitar 700 – 800 oF. Jika konsentrasi dari CO dan CO
2>3%, dibutuhkan
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 O2Æ2n 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.
Difusi
Recovery
Hidrogen (dari
hydrocracking &
hydrotreating)
hydrotreating)
Adsorbsi Separasi Fasa KriogenikMetode Proses Recovery
SEPARASI FASA KRIOGENIKGas didinginkan pada temperatur -200 hingga -250g p p gg 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.
Aspek Ekonomis
Penentuan metode bergantung pada: Volume gasg 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) sedangkan untuk aliran yang besar (lebih dari 20 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 komponen propana, butana, pentana, y p p p , , 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.
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 oildan 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 CO2dan H2S. H2S diubah menjadi sulfur murni pada
Deskripsi Proses
Reboiler di bagian bawah stripping menghilangkan C1dan C2yang
terabsorbsi pada rich oil. Rich oil kemudian menuju kolom debutanizerpada 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 Mencegah pembekuan air dalam jalur pipa pada
Absorbsi Kimia
Teknologi Acid Gas Removal
Kimia Absorbsi Fisika Distilasi Kriogenik Absorbsi Hibrida Adsorbsi MembranAbsorbsi Kimia
Absorbsi: Pemisahan gas tertentu dari campuran gas dengan
transfer massa ke dalam suatu pelarut cair. 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
Absorbsi Amina
Monoetanolamina (MEA)MEA merupakan amina primer, lebih
reaktif.
Dietanolamina (DEA)
DEA merupakan amina sekunder, CS2, SO2, dan SO3 dapat
menon-aktifkan MEA, diperlukan sebuah
reclaimer.
Tekanan uap MEA tinggi.
Penggunaan MEA lebih murah dan
kapasitas absorbsi tinggi.
MEA bereaksi irreversible dengan
senyawa karbonil sulfide dan
kurang reaktif, dapat mengurangi afinitas H2S dan CO2
Mudah diregenerasi
DEA dapat digunakan pada
peralatan stainless steel dan
carbon steel dengan penambahan inhibitor.
Entalpi reaksi untuk DEA dan CO2
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).
p 2
adalah 151 kJ/kg CO2 (360 kcal/kg), 22% lebih sedikit dibandingkan MEA.
Sistem amine cocok untuk kandungan gas CO2 kurang dari 10%.
Absorbsi Amina
Diglikolamina (DGA)
DGA merupakan amina primer
Metil dietanolamina (MDEA) MDEA lebih selektif terhadap Penguapan DGA kecil sehingga
dapat lebih banyak diregenerasi
DGA cenderung bereaksi dengan
CO2dari pada H2S.
DGA juga mempunyai pH yang
lebih tinggi sehingga dengan mudah mencapai 6 mg H2S/Sm3
(0 25 i 100 S ft)
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
gas (0.25 grain per 100 Scu.ft) kecuali untuk kasus dengan kandungan CO2yang tinggi.
DGA mempunyai entalpi reaksi
yang tinggi dibandingkan dengan amine lainnya.
Sesuai untuk gas bertekanan rendah
Proses Benfield & Catacarb
Proses Benfield: gas sweetening dengan pelarut kaliumkarbonat (K2CO3) dan katalis dietanolamina (DEA). Proses
ini tidak dapat digunakan secara mandiri untuk memisahkan H2S tanpa adanya CO2. Sistem Benfield cocok untuk
kandungan CO2antara 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 CS Proses ini juga digunakan untuk menghilangkan 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 solven fisika dapat menghilangkan COS CS dan Secara umum, solven fisika dapat menghilangkan COS, CS2dan
Absorbsi Fisika
Proses SelexolMenggunakan pelarut dimetil eter dari polietilen glikol. Unitgg p p g 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 CO2yang banyak. Proses ini tidak digunakan untuk
selektivitas H2S dengan kandungan CO2dalam aliran gas tinggi.
Absorbsi Fisika
Proses RectisolMenggunakan pelarut methanol. Peralatan yang digunakangg p y g g adalah absorber dua stage, refrigerant, cooler, 2 buah regenerator, heat exchanger, pompa, dan stream reboiler. Proses rectisol digunakan untuk pemurnian gas sintesis dari gasifierbatu 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.
Absorbsi Hibrida
Penggabungan pelarut kimia dan fisika agar mendapat hasil yang lebih maksimal. Pelarut yang digunakan alkanolamina Proses Sulfinol
Proses Sulfinol
Menggunakan pelarut campuran sulfolane, alkanolamine dan air.
y Solubilitas CO2tinggi dalam larutan y Tingkat korosi rendah
y Menghilangkan CO2hingga 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 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.
Proses Adsorbsi
Adsorpsi adalah peristiwa terserapnya suatu zat pada
permukaan padatan
p p
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
sievedan 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 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 370-4000C.
Proses Membran
Pemisahan berdasarkan perbedaan permeabilitas gas
dengan material membran. 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
untuk onshore dan offshore.
Sistem membrane cocok untuk
kandungan CO
2lebih dari 50%.
Proses Distilasi Kriogenik
Proses bersuhu kriogenik dibawah 0oC. CO2 dapat
dipisahkan secara fisika dari gas-gas lainnya dalamp g g y 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 t i ti i (> 50%) konsentrasi tinggi (> 50%).
Sulfur Recovery Process
1.• Claus Recovery
2.• Amoco Oksidasi
3.• Selectox
• Stretford Process
4.• Stretford Process
5.• Unisulf
6.• Perbandingan Proses
Claus Recovery
• H
2S dibakar parsial membentuk SO
2. Sisa H
2S
bereaksi dengan SO
2berlebih dengan katalis alumina
Tipe Proses
untuk membentuk sulfur.
p
• Tekanan gas umpan normal 15 - 20 psig.
• Temperatur dalam
flame
adiabatik tungku reaksi
adalah sekitar 1500-3000ºF.
• Konverter katalitik beroperasi antara 400-600ºF.
Kondisi
Operasi
• Proses ini dapat me-
recovery
lebih dari 97% sulfur.
Hasil
•
Straight throught clauss
•
Split flow (Bypass) process
.
Straight Throught Claus Process
Claus Recovery
Amoco Oksidasi
• Proses katalitik fasa gas, H
2S dioksidasi
d ng n d r m ngg n k n k t li l min
Tipe Proses
dengan udara menggunakan katalis alumina
untuk membentuk sulfur.
Tipe Proses
• Tekanan operasi mendekati tekanan
atmosferik dengan temperatur maksimum
keluaran reaktor oksidasi 800-1000
oF.
Kondisi
Operasi
• Mampu me
recovery
feed yang mengandung
kurang dari 15% H
2S.
Diagram Proses Amoco Oksidasi
Amoco Oksidasi
• Dapat memproses umpan
gas dengan H
2
S kurang
dari 15%
Keuntungan
• hanya 90
+
% sulfur yang
dapat di
recovery
Selectox
Once-Through Selectox Process
Æ
Kandungan kurang dari 5 % H
2S
Three Stage Selectox Process
dengan Proses Recycle Æ
g
y
kandungan 5-40 % H
2S
BSR/Selectox Abating Claus
Emission process
Æ
recovery
sulfur dari claus tail gas
Three Stage Selectox Process dengan Proses Recycle
Selectox
• Dapat memproses umpan dengan kandungan
Dapat memproses umpan dengan kandungan
konsentrasi H
2S besar
• Katalis selectox dapat juga digunakan
sebagai katalis untuk pembakaran katalitik.
• Mampu me
recovery
99% H
2S
Keuntungan
• Tidak dapat memproses kandungan olefin
dan aromatik karena mencemari katalis.
• Kecuali untuk BSR/selectox, hanya 96%
sulfur yang dapat di
recovery
tanpa
tailgas
cleanup unit
.
Kerugian
Keuntungan dan Kerugian
• Proses ini dapat memproses feed gas dengan konsentrasi H2S yang bervariasi.
Keuntungan
• Konsumsi reagen-nya tergolong tinggi. • Potensi masalah – masalah operasional karena
adanya flotasi sulfur
• Impurities – Impurities minor yang berasal dariImpurities 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
Kerugian
Unisulf
• Proses oksidasi fase cairan menggunakan larutan sodium karbonat bikarbonat dan kompleks
Tipe Proses
sodium karbonat, bikarbonat, dan kompleks vanadium sebagai katalis redoksTipe Proses
• Tekanan atmosferik dengan temperatur
larutan antara 90 hingga 120 F
Kondisi
Operasi
• Tidak dapat menghilangkan senyawa sulfur COS, CS2, SO2. Penghilangan dilakukan dengan metode BSR Unisulf
Diagram Proses Unisulf
Unisulf
• Dapat menghilangkan kandungan
sulfur yang rendah
• Tidak ada produk samping yang
terbentuk
Keuntungan
• Berpotensi terjadi pengapungan
sulfur (Sulfur flotation).
Kerugian
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
diregenerasi Tidak bisa diregenerasi Regenerasi kontinyu, terdegradasi sebagian Regenerasi kontinyu 3. Treatment gas buang Tidak ada Perlu unit tail gas Perlu incineration unit Tail gas langsung
buang 4. Konsumsi energi dalam
satuan MMBtu/ton Sulfur 1,7 0,8 0,6 0,6
satuan MMBtu/ton Sulfur
5. Jumlah reaktor 4 3 6 6
6. Bahan tahan korosi Tidak memerlukan material khusus
Tidak memerlukan material khusus
Harus dilapisi plastik Harus dilapisi plastik
Aplikasi Industri
Cl
• dikembangkan pada tahun 1953 dan hingga saat ini sebanyak 300 pabrik dibangun dan dioperasikan ke seluruh dunia dengan rentang kapasitas
1-Claus
3000 TPDg p g g pAmoco
• diaplikasikan untuk memulihkan sulfur pada unit amine tanpa gas (amine unit off-gas), dan sejak tahun 1959 telah dibangun sebanyak sembilan unit komersial.
Selectox
• lebih dari 5 unit tersebar di duniaStretford
• lebih dari 150 unit telah digunakan diseluruh dunia dengan periode lebih dari 30 tahun.
Pertimbangan Ekologi dalam Refinery
Fasilitas berbasis ekologi pada refinery: Pengolahan air limbahg
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 10 hingga 20 sen (US dollar) per gallon produk refinery.
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 padatan
Air dikumpulkan pada settling pond, padatan
tersuspensi akan mengendap di bagian bawah, hidrokarbon akan mengapung di bagian atas. Oily
sludgedipisahkan.
Emulsi minyak-air dipanaskan agar lebih mudah dipisahkan
Acidic wastewater dinetralkan oleh ammonia atau
sodium karbonat
Alkaline wastewater ditambahkan asam sulfat, asam
Waste Water Treatment
Secondary Treatment Sisa padatan tersuspensi dipisahkan dengan filtrasi, p p p g , 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 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, FCCregenerator, serta uap hidrokarbon yang dilepaskan dari peralatany g 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 gas dibakar pada flare atau burn pit Pada laju pelepasan besar, gas dibakar pada flare atau burn pit untuk memastikan pembakaran sempurna.
Noise Control
Melakukan insulasi pada peralatan yang bersuara bising (cooler fan, turbine, compressor, engine, dang ( , , p , g , motor) maupun suara stream akibat kecepatan fluida
yang tinggi
Refinery baru harus didirikan di area yang sangat luas / jauh dari pemukiman penduduk
