Distillation

Distilasi adalah suatu proses yang melibatkan campuran liquid atau uap yang terdiri dari dua atau lebih komponen dipisahkan menjadi fraksi komponen yang diinginkan, dengan memasukan dan mengeluarkan panas. Pemisahan komponen dari campuran liquid dengan distilasi tergantung pada titik didih masing-masing komponen. Dan juga tergantung pada konsentrasi, karena masing-masing mempunyai karakteristik titik didih. Sehingga proses distilasi tergantung pada karakteristik tekanan uap campuran liquid

Dalam kolom distilasi akan terdapat transfer panas atau energi yang tentu akan menaikan tekanan uap, di mana tekanan uap berhubungan dengan titik didih. Liquid akan mendidih pada saat tekanan uapnya sama dengan lingkungannya. Kemudahan liquid untuk mendidih tergantung pada jumlah komponen volatile yang ada pada liquid. Liquid dengan tekanan uap tinggi (high volatility) akan menguap pada temperatur yang lebih rendah. Distilasi terjadi karena adanya perbedaan komponen volatility pada campuran liquid.

Perpindahan massa pada kolom distilasi terjadi pada suatu stage dengan memanfaatkan kesetimbangan fasa uap-cair dari suatu komponen. Tekanan uap liquid pada temperatur tertentu terjadi kesetimbangan antara molekul meninggalkan atau masuk permukaan liquid. Cairan dan uap yang tidak berada dalam kondisi setimbang akan dikontakkan hingga terjadi perpindahan massa dan produk dalam stage tersebut akan mendekati kondisi kesetimbangan. Komponen-komponen volatile diharapkan akan banyak berada pada uap yang meninggalkan stage dibandingkan dengan uap yang memasuki stage, sebaliknya diharapkan cairan yang meninggalkan stage akan memiliki komponen-komponen volatile. Bila proses ini dilakukan berulang-ulang diharapkan akan di dapatkan derajat pemisahan yang tinggi.

Distilasi secara umum dapat dibedakan menjadi:

1. Distilasi Atmosferik

• Dilakukan pada tekanan sedikit diatas tekanan atmosfir

• Minyak dipanaskan sampai temperatur tertentu sebelum terjadi perengkahan.

• Aplikasi : Crude Distillation Unit

2. Distilasi Vakum

• Untuk minyak berat bertitik didih tinggi yang jika dipanaskan lebih lanjut pada tekanan atmosfir akan terjadi perengkahan.

• Dilakukan pada tekanan dbawah satu atmosfir (vakum).

• Aplikasi : Vacuum Unit

3. Distilasi Bertekanan

• Untuk minyak yang sudah menguap pada temperatur kamar.

• Aplikasi : Light End Unit (Debutanizer, Depropanizer, naptha splitter).

Sistem kompleks adalah adalah sistem yang terdiri dari banyak sekali komponen sehingga tidak layak untuk menentukan komposisi campuran tersebut dinyatakan dalam komponen-komponen murninya. Contohnya adalah campuran petroleum. Pada umumya analisa penentuan titik didih pada campuran petroleum menggunakan dua cara, yaitu distilasi ASTM (American Society for Testing and Material) dan distilasi TBP (True Boiling Point).

1. Distilasi TBP

• Disebut distilasi 15/5, kolom eqivalent dengan 15 tahap (plate) & perbandingan refluks 5/1.

• Derajat kemurnian relatif tinggi, setiap komponen terpisahkan dengan baik (dari komponen ringan sampai dengan komponen berat).

• Kondisi operasi, tekanan atmospferik & temperatur sampai dengan 316 ^oC (600 ^oF), kemudian dilanjutkan dengan tekanan vacum dengan tujuan mencegah perengkahan fraksi minyak yang berat.

• Volume minyak mentah 1000-5000 cc sehingga volume distilate setiap fraksi banyak dan cukup untuk analisa kualitas fraksi.

2. Distilasi ASTM atau distilasi Engler

• Derajat kemurnian relatif rendah (tidak ada kolom & refluks).

• Hasil distilasi ASTM dapat digunakan untuk menganalisa minyak mentah.

• Analisa cepat.

• Banyak digunakan untuk mengontrol operasi.

• Untuk minyak mentah dan produk – produk minyak mentah.

• Volume 100 cc.

• Tekanan atmosferik.

• Pemanasan diatur sedemikian rupa pada 5 – 10 menit diperoleh tetesan pertama, hasil dikumpulkan dengan kecepatan 4 – 5 cc per menit.

• Temperature uap tetesan pertama disebut IBP (Initial Boiling Point).

• Temperature selanjutnya dicatat setelah hasil distillate terkumpul 5 ml, 10 ml dan setiap mendapat 10 ml distilate berikutnya.

• Temperature uap maksimum pada tetesan terakhir disebut (End Point)

Campuran dalam fasa cair yang dipanaskan dalam suatu kolom (bejana) akan mengalami keseimbangan fase uap dan fase cair yang berlangsung singkat, peristiwa ini disebut Equilibrium Flash Vaporization (EFV).

Kurva Equlibrium Flash Vaporization dibuat berdasarkan data Distilasi TBP atau Distilasi ASTM dengan bantuan grafik. Kurva EFV bermanfaat untuk menetukan performance dari unit Flash Distillation pada campuran kompleks.

Variabel Operasi Variabel-variabel yang mempengaruhi operasi kolom stripper adalah sebagai berikut:

1. Temperatur umpan masuk kolom

Temperatur umpan mempengaruhi jumlah komponen yang teruapkan pada flash zone, bila temperatur terlalu rendah, maka akan banyak fraksi ringan yang jatuh ke produk bawah dan sebaliknya bila terlalu tinggi fraksi berat akan terikut ke atas

2. Tekanan kolom

Tekanan kolom akan berpengaruh terhadap temperatur penguapan cairan, bila tekanan kolom rendah maka temperatur yang dibutuhkan juga rendah.

3. Sifat fisik umpan

Semakin banyak fraksi berat pada umpan, maka dibutuhkan energi yang lebih besar untuk memisahkannya.

4. Refluks

Refluks berfungsi untuk menurunkan beban pendinginan pada kondensor, dengan pendinginan ini secara tidak langsung refluks mempengaruhi perolehan produk. Bila laju refluks terlalu tinggi dkhawatirkan fraksi ringan akan terikut pada fraksi di bawahnya dan begitu juga sebaliknya.

Crude Oil Compositions

The composition of crude oil varies according to where it was obtained. This largely has to do with the type of ground in which the oil was formed, and what contaminants were present and in what relative concentrations. In addition to color variations, there are also various contaminant levels and various flowing properties. Variations aside, crude oil, on average, has the composition shown in Table 2 - 1, Crude Oil Composition (wt%).

Carbon (C) 84-87 Hydrogen (H) 11-14 Sulfur (S) 0.1-4.5+ Nitrogen (N) 0.01-0.8+ Metals 0.0-0.01 Crude oil is comprised of:

1. Paraffins
2. Oleffins
3. Naphthenes
4. Aromatics

1. Paraffins

• Paraffins (Alkanes) are single bonded hydrocarbons
• Name ending in – ane
• Examples are propane, butane, iso-butane, and octane
• Chemical Symbols : CnH2n+2
• Ranging from C1 to C50+

2. Oleffins

Olefins are double bonded hydrocarbons. This double bond occurs between carbon atoms. It is weaker than a single bond, and is therefore subject to reactions that eliminate the double bond.

• The chemical symbol for olefins with one double bond is C_nH_2n.
• The chemical names for olefins end in –ene.
• An olefin is not a saturated molecule, in that it is lacking some hydrogen due to the double bond

3. Naphthenes

• Symbol - C_nH_2n
• Ringed saturated hydrocarbons
• May have one ring or several combined
• May contain impurities such as Nitrogen (N) and Sulfur (S)
• Benzene precursors in catalytic reformer
• About 100% of cyclohexane and 50% of methylcyclopentane are converted to Benzene in the reformers.

4. Aromatics Aromatics are widely used in the chemical industry. However, we need to minimize them in the gasoline pool. They are detrimental to distillate product properties.

Amine Solution

Pemilihan jenis absorbent (amine solution) dalam hal ini amine tergantung dari tujuan proses dan karakteristik dari tipe absorbent, antara lain selektivity untuk H2S, CO2, COS, pengendalian kandungan air di umpan gas, pengontrolan kandungan air di sirkulasi absorbent, cost, suplai absorbent, thermal stability, dll. Pemilihan absorbent juga ditentukan oleh kondisi operasi seperti tekanan dan temperature dari umpan gas, komposisinya, dan purity dari produk gas yang diinginkan serta penghilangan secara simultan gas H2S dan CO2 atau hanya selektif H2S dihilangkan.

Reaksi kimia yang terjadi untuk penyerapan H2S oleh amine sebagai berikut :

• Overall Reaction : H2S + Amine ==> [Amine]H+ + HS-
• Protonation of Amine : H+ + RR’NH ==> RR’NH2+ ……...… 1.1
• Dissociation of Water : H2O ==> H+ + OH- …………………. 1.2
• Dissociation of H2S : H2S ==> H+ + HS- ………………….... 1.3
• Dissociation of HS- : HS- ==> H+ + S2- ……….………....... 1.4

Jenis-jenis amine yang digunakan :

1. MEA (monoethanolamine), secara umum digunakan pada konsentrasi 10 -20 %wt dalam air. Acid gas loading terbatas 0.3 – 0.4 mol acid gas per mol amine. MEA dibandingkan dengan amine yang lain lebih korosif, terlebih lagi bila konsentrasi >20%wt, juga membutuhkan heat of reaction dengan H2S & CO2 sangat tinggi (sekitar 30% lebih tinggi dibandingkan DEA). Vapor pressure yang tinggi dari MEA mengakibatkan mudah kehilangan larutan di absorber dan stripper yang signifikan akibat vaporisasi yang tinggi.
2. DEA (diethanolamine) , secara umum digunakan pada konsentrasi 25 – 35 %wt dalam air. Acid gas loading juga terbatas pada 0.3 – 0.4 mol acid gas per mol amine. DEA dibandingkan dengan MEA kurang korosif.
3. DGA (diglycolamine atau 2 2-aminoethoxy ethanol), secara umum digunakan pada konsentrasi 40 – 60 % wt dalam air. Acid gas loading terbatas 0.3 – 0.4 mol acid gas per mol amine. Sifatnya similar dengan MEA tetapi mempunyai vapor pressure yang lebih rendah sehingga diperlukan konsentrasi yang lebih tinggi. Tingkat degradasi DGA juga tinggi.
4. MDEA (methyldiethanolamine), secara umum digunakan pada konsentrasi 30 -50 %wt. Acid gas loading tinggi 0.7 – 0.8 mol acid gas per mol amine. Karena acid gas loading yang tinggi maka dapat mengurangi jumlah (flowrate) dari sirkulasi larutan amine (hal ini juga berarti mengurangi konsumsi energi pompa). MDEA juga tidak mudah terdegradasi baik secara thermal maupun chemical, dan mempunyai heat of reaction dengan H2S yang rendah.
5. TEA (triethanolamine), merupakan tersier amine dan larutan amine yang pertama kali dikomersialkan untuk digunakan dalam gas sweetening. TEA tidak bisa menghasilkan produk gas dengan spesifikasi H2S rendah.
6. DIPA (diisopropanolamine), digunakan pada proses ADIP dan Sulfinol (keduanya lisensi Shell International Petroleum Company-SIPM). DIPA tidak bisa menghasilkan produk gas dengan spesifikasi H2S rendah dan sekarang SIPM sudah menggantikan DIPA dengan MDEA.

Equivalent Lengths of Valves and Fittings in Pipeline Pressure Drop Calculations

One of the most basic calculations performed by any process engineer, whether in design or in the plant, is line sizing and pipeline pressure loss. Typically known are the flow rate, temperature and corresponding viscosity and specific gravity of the fluid that will flow through the pipe. These properties are entered into a computer program or spreadsheet along with some pipe physical data (pipe schedule and roughness factor) and out pops a series of line sizes with associated Reynolds Number, velocity, friction factor and pressure drop per linear dimension. The pipe size is then selected based on a compromise between the velocity and the pressure drop. With the line now sized and the pressure drop per linear dimension determined, the pressure loss from the inlet to the outlet of the pipe can be calculated

Calculating Pressure Drop

The most commonly used equation for determining pressure drop in a straight pipe is the Darcy Weisbach equation. One common form of the equation which gives pressure drop in terms of feet of head is given below:

ives pressure drop in terms of feet of head is given below:

The term

is commonly referred to as the Velocity Head.

Another common form of the Darcy Weisbach equation that is most often used by engineers because it gives pressure drop in units of pounds per square inch (psi) is:

To obtain pressure drop in units of psi/100 ft, the value of 100 replaces L in Equation 2.

The total pressure drop in the pipe is typically calculated using these five steps. (1) Determine the total length of all horizontal and vertical straight pipe runs. (2) Determine the number of valves and fittings in the pipe. For example, there may be two gate valves, a 90^o elbow and a flow thru tee. (3) Determine the means of incorporating the valves and fittings into the Darcy equation. To accomplish this, most engineers use a table of equivalent lengths. This table lists the valve and fitting and an associated length of straight pipe of the same diameter, which will incur the same pressure loss as that valve or fitting. For example, if a 2” 90^o elbow were to produce a pressure drop of 1 psi, the equivalent length would be a length of 2” straight pipe that would also give a pressure drop of 1 psi. The engineer then multiplies the quantity of each type of valve and fitting by its respective equivalent length and adds them together. (4) The total equivalent length is usually added to the total straight pipe length obtained in step one to give a total pipe equivalent length. (5) This total pipe equivalent length is then substituted for L in Equation 2 to obtain the pressure drop in the pipe.

See any problems with this method?
Relationship Between K, Equivalent Length and Friction Factor

The following discussion is based on concepts found in reference 1, the CRANE Technical Paper No. 410. It is the author’s opinion that this manual is the closest thing the industry has to a standard on performing various piping calculations. If the reader currently does not own this manual, it is highly recommended that it be obtained.

As in straight pipe, velocity increases through valves and fittings at the expense of head loss. This can be expressed by another form of the Darcy equation similar to Equation 1:

When comparing Equations 1 and 3, it becomes apparent that:

K is called the resistance coefficient and is defined as the number of velocity heads lost due to the valve or fitting. It is a measure of the following pressure losses in a valve or fitting:

• Pipe friction in the inlet and outlet straight portions of the valve or fitting
• Changes in direction of flow path
• Obstructions in the flow path
• Sudden or gradual changes in the cross-section and shape of the flow path

Pipe friction in the inlet and outlet straight portions of the valve or fitting is very small when compared to the other three. Since friction factor and Reynolds Number are mainly related to pipe friction, K can be considered to be independent of both friction factor and Reynolds Number. Therefore, K is treated as a constant for any given valve or fitting under all flow conditions, including laminar flow. Indeed, experiments showed¹ that for a given valve or fitting type, the tendency is for K to vary only with valve or fitting size. Note that this is also true for the friction factor in straight clean commercial steel pipe as long as flow conditions are in the fully developed turbulent zone. It was also found that the ratio L/D tends towards a constant for all sizes of a given valve or fitting type at the same flow conditions. The ratio L/D is defined as the equivalent length of the valve or fitting in pipe diameters and L is the equivalent length itself.

In Equation 4, ¦ therefore varies only with valve and fitting size and is independent of Reynolds Number. This only occurs if the fluid flow is in the zone of complete turbulence (see the Moody Chart in reference 1 or in any textbook on fluid flow). Consequently, ¦ in Equation 4 is not the same ¦ as in the Darcy equation for straight pipe, which is a function of Reynolds Number. For valves and fittings, ¦ is the friction factor in the zone of complete turbulence and is designated ¦_t, and the equivalent length of the valve or fitting is designated L_eq. Equation 4 should now read (with D being the diameter of the valve or fitting):

The equivalent length, L_eq, is related to ¦_t, not ¦, the friction factor of the flowing fluid in the pipe. Going back to step four in our five step procedure for calculating the total pressure drop in the pipe, adding the equivalent length to the straight pipe length for use in Equation 1 is fundamentally wrong.

Calculating Pressure Drop, The Correct Way

So how should we use equivalent lengths to get the pressure drop contribution of the valve or fitting? A form of Equation 1 can be used if we substitute ¦_t for ¦ and L_eq for L (with d being the diameter of the valve or fitting):

The pressure drop for the valves and fittings is then added to the pressure drop for the straight pipe to give the total pipe pressure drop.

Another approach would be to use the K values of the individual valves and fittings. The quantity of each type of valve and fitting is multiplied by its respective K value and added together to obtain a total K. This total K is then substituted into the following equation:

Notice that use of equivalent length and friction factor in the pressure drop equation is eliminated, although both are still required to calculate the values of K¹. As a matter of fact, there is nothing stopping the engineer from converting the straight pipe length into a K value and adding this to the K values for the valves and fittings before using Equation 7. This is accomplished by using Equation 4, where D is the pipe diameter and ¦ is the pipeline friction factor.

How significant is the error caused by mismatching friction factors? The answer is, it depends. Below is a real world example showing the difference between the Equivalent Length method (as applied by most engineers) and the K value method to calculate pressure drop.

An Example
The fluid being pumped is 94% Sulfuric Acid through a 3”, Schedule 40, Carbon Steel pipe:

Mass Flow Rate, lb/hr:	63,143
Volumetric Flow Rate, gpm:	70
Density, lb/ft3:	112.47
S.G.	1.802
Viscosity, cp:	10
Temperature, oF:	127
Pipe ID, in:	3.068
Velocity, fps:	3.04
Reynold's No:	12,998
Darcy Friction Factor, (f) Pipe:	0.02985
Pipe Line DP/100 ft.	1.308
Friction Factor at Full Turbulence (¦t):	0.018
Straight Pipe, ft:	31.5

Fittings	Leq/D1	Leq2, 3	K1, 2 = ¦t (L/D)	Quantity	Total Leq	Total K
90o Long Radius Elbow	20	5.1	0.36	2	10.23	0.72
Branch Tee	60	15.3	1.08	1	15.34	1.08
Swing Check Valve	50	12.8	0.9	1	12.78	0.9
Plug Valve	18	4.6	0.324	1	4.6	0.324
3” x 1” Reducer4	None5	822.685	57.92	1	822.68	57.92
TOTAL					865.633	60.944

Notes:

1. K values and L_eq/D are obtained from reference 1.
2. K values and L_eq are given in terms of the larger sized pipe.
3. L_eq is calculated using Equation 5 above.
4. The reducer is really an expansion; the pump discharge nozzle is 1” (Schedule 80) but the connecting pipe is 3”. In piping terms, there are no expanders, just reducers. It is standard to specify the reducer with the larger size shown first. The K value for the expansion is calculated as a gradual enlargement with a 30^o angle.
5. There is no L/D associated with an expansion or contraction. The equivalent length must be back calculated from the K value using Equation 5 above.

	Typical Equivalent Length Method	K Value Method
Straight Pipe DP, psi	Not applicable	0.412
Total Pipe Equivalent Length DP, psi	11.734	Not Applicable
Valves and Fittings DP, psi	Not applicable	6.828
Total Pipe DP, psi	11.734	7.24

The line pressure drop is greater by about 4.5 psi (about 62%) using the typical equivalent length method (adding straight pipe length to the equivalent length of the fittings and valves and using the pipe line fiction factor in Equation 1).

One can argue that if the fluid is water or a hydrocarbon, the pipeline friction factor would be closer to the friction factor at full turbulence and the error would not be so great, if at all significant; and they would be correct. However hydraulic calculations, like all calculations, should be done in a correct and consistent manner. If the engineer gets into the habit of performing hydraulic calculations using fundamentally incorrect equations, he takes the risk of falling into the trap when confronted by a pumping situation as shown above.

Another point to consider is how the engineer treats a reducer when using the typical equivalent length method. As we saw above, the equivalent length of the reducer had to be back-calculated using equation 5. To do this, we had to use ¦_t and K. Why not use these for the rest of the fittings and apply the calculation correctly in the first place?

Final Thoughts - K Values

The 1976 edition of the Crane Technical Paper No. 410 first discussed and used the two-friction factor method for calculating the total pressure drop in a piping system (¦ for straight pipe and ¦_t for valves and fittings). Since then, Hooper² suggested a 2-K method for calculating the pressure loss contribution for valves and fittings. His argument was that the equivalent length in pipe diameters (L/D) and K was indeed a function of Reynolds Number (at flow rates less than that obtained at fully developed turbulent flow) and the exact geometries of smaller valves and fittings. K for a given valve or fitting is a combination of two Ks, one being the K found in CRANE Technical Paper No. 410, designated K_Y, and the other being defined as the K of the valve or fitting at a Reynolds Number equal to 1, designated K₁. The two are related by the following equation:

K = K₁ / N_RE + K_Y (1 + 1/D)

The term (1+1/D) takes into account scaling between different sizes within a given valve or fitting group. Values for K₁ can be found in the reference article² and pressure drop is then calculated using Equation 7. For flow in the fully turbulent zone and larger size valves and fittings, K becomes consistent with that given in CRANE.

Darby³ expanded on the 2-K method. He suggests adding a third K term to the mix. Darby states that the 2-K method does not accurately represent the effect of scaling the sizes of valves and fittings. The reader is encouraged to get a copy of this article.

The use of the 2-K method has been around since 1981 and does not appear to have “caught” on as of yet. Some newer commercial computer programs allow for the use of the 2-K method, but most engineers inclined to use the K method instead of the Equivalent Length method still use the procedures given in CRANE. The latest 3-K method comes from data reported in the recent CCPS Guidlines⁴ and appears to be destined to become the new standard; we shall see.

Conclusion

Consistency, accuracy and correctness should be what the Process Design Engineer strives for. We all add our “fat” or safety factors to theoretical calculations to account for real-world situations. It would be comforting to know that the “fat” was added to a basis using sound and fundamentally correct methods for calculations.

NOMENCLATURE
D	=	Diameter, ft
d	=	Diameter, inches
¦	=	Darcy friction factor
¦t	=	Darcy friction factor in the zone of complete turbulence
g	=	Acceleration of gravity, ft/sec2
hL	=	Head loss in feet
K	=	Resistance coefficient or velocity head loss
K1	=	K for the fitting at NRE = 1
KY	=	K value from CRANE
L	=	Straight pipe length, ft
Leq	=	Equivalent length of valve or fitting, ft
NRE	=	Reynolds Number
DP	=	Pressure drop, psi
n	=	Velocity, ft/sec
W	=	Flow Rate, lb/hr
r	=	Density, lb/ft3

REFERENCES

1. Crane Co., “Flow of Fluids through Valves, Fittings and Pipe”, Crane Technical Paper No. 410, New York, 1991.
2. Hooper, W. B., The Two-K Method Predicts Head Losses in Pipe Fittings, Chem. Eng., p. 97-100, August 24, 1981.
3. Darby, R., Correlate Pressure Drops through Fittings, Chem. Eng., p. 101-104, July, 1999.
4. AIChE Center for Chemical Process Safety, “Guidelines for Pressure Relief and Effluent Handling systems”, pp. 265-268, New York, 1998.

http://www.cheresources.com

What is Hydrogen ?

When most people hear the word "hydrogen" they have flashing images of an exploding blimp. Hydrogen is a fuel that requires energy to retrieve it. In other words, you have to extract hydrogen from another substance....that's the bad news. The good news is that many chemicals (including water) contain hydrogen.

Just the Facts

• Energy Content: 1 kg of hydrogen equals 3.5 L of petroleum
• Energy to Volume ratio is 1/4 that of petroleum and 1/3 that of natural gas
• Water consists of 11.2% hydrogen by mass
• Hydrogen burning temperatures can reach 3000 ⁰C in an oxygen atmosphere
• Explosive region for hydrogen is 13%-59%
• Diffusion coefficient for hydrogen is 0.61 cm³/s (4 times that of methane)
• Hydrogen's lower heating value is 120,000 kJ/kg
• Combustion of pure hydrogen yields water as a by-product

Production Methods (Conventional)

Currently, the vast majority of hydrogen is produced from fossil fuel sources as a by-product or reforming.

Steam Reforming of Natural Gas

Steam reforming of natural gas is an endothermic, catalytic process carried out at about 850 ⁰C and around 2.5 MPa according to the following reactions:

CH₄ + H₂O -----> CO + 3H₂

CO + H₂O -----> CO₂ + H₂

The carbon monoxide is removed by absorption or membrane separation.

Partial Oxidation of Hydrocarbons

Partial oxidation of hydrocarbons is the exothermic reaction with oxygen and steam. The amounts of oxygen and water vapor are controlled so that the reaction proceeds without the need for external energy. An example reaction for this process is:

C₈H₁₈ + H₂O + 9/2O₂ -----> 6CO + 2CO₂ + 10H₂

Plasma Arc Process

Plasma arc processing of natural gas or oil uses electricity to produce pure carbon and hydrogen at temperatures near 1600 ⁰C. A pilot plant utilizing this technology produced 500 kg/h of carbon and 2000 m³/h of hydrogen from 1000 m³/h of natural gas and 2100 KW of electricity.

Production Methods (Renewables)

Several production methods are used to make hydrogen that utilize a renewable resource as their main fuel source. These renewable resources include biomasses and water.

Steam Gasification of Biomass

Biomass can be used to produce hydrogen via pyrolysis (thermal decomposition) and gasification. The pyrolysis reaction yields coke, methanol, and other gases. With the addition of air the gasification reaction then results is a stream of 20% H₂, 20% CO, 10% CO₂, 5% CH₄, and 45% N₂. This stream can be further processed by reacting it with steam to produce more hydrogen from the carbon monoxide:

CO + H₂O -----> CO₂ + H₂

Biological Hydrogen Production

Various types of biological hydrogen production methods are in the research stages. Forms of synthetic photosynthesis and fermentation are receiving special attention. One system that seems to be leading the way is an algae-bacteria system that should be ready for the market in around 5 years. A final technology worth noting is the simple electrolysis of water into it's component gases, oxygen and hydrogen Source : http://www.cheresources.com/hydrogenzz.shtml

Membahas Tentang Teknologi Nano Partikel

Skala nano terbilang unik karena tidak ada struktur padat yang dapat diperkecil. Hal unik lainnya adalah bahwa mekanisme dunia biologis dan fisis berlangsung pada skala 0.1 hingga 100 nm. Pada dimensi ini material menunjukkan sifat fisis yang berbeda; sehingga saintis berharap akan menemukan efek yang baru pada skala nano dan memberi terobosan bagi teknologi.

Beberapa terobosan penting telah muncul di bidang nanoteknologi. Pengembangan ini dapat ditemukan di berbagai produk yang digunakan di seluruh dunia. Sebagai contohnya adalah katalis pengubah pada kendaraan yang mereduksi polutan udara, devais pada komputer yang membaca-dari dan menulis-ke hard disk, beberapa pelindung terik matahari dan kosmetik yang secara transparan dapat menghalangi radiasi berbahaya dari matahari, dan pelapis khusus pakaian dan perlengkapan olahraga yang dapat meningkatkan kinerja dan performa atlit. Hingga saat ini para ilmuwan yakin bahwa mereka baru menguak sedikit dari potensi teknologi nano.

Teknologi nano saat ini berada pada masa pertumbuhannya, dan tidak seorang pun yang dapat memprediksi secara akurat apa yang akan dihasilkan dari perkembangan penuh bidang ini di beberapa dekade kedepan. Meskipun demikian, para ilmuwan yakin bahwa teknologi nano akan membawa pengaruh yang penting di bidang medis dan kesehatan; produksi dan konservasi energi; kebersihan dan perlindungan lingkungan; elektronik, komputer dan sensor; dan keamanan dan pertahanan dunia.

Ilustrasi Ukuran di Kehidupan

- Makhluk hidup tersusun atas sel –sel yang memiliki diameter ± 10 µm.

- Bagian dalam sel memiliki ukuran yang lebih kecil lagi, bahkan protein dalam sel memiliki ukuran ± 5 nm 

   yang dapat diperbandingkan dengan nanopartikel buatan manusia.

Satu nanometer berukuran sepermilyar meter, atau sepersejuta milimeter = ukuran 1/50.000 kali diameter rambut manusia

Aplikasi Teknologi Nano

Teknologi Nano adalah teknologi masa depan. Diperkirakan dalam 5 tahun kedepan seluruh aspek kehidupan manusia akan menggunakan produk-produk yang menggunakan teknologi nano yang diaplikasikan dalam bidang :

- Medis & Pengobatan
- Automotif
- Home Appliance
- Farmasi
- Lingkungan Hidup
- Komputer
- Kosmetik
- Militer
- Tekstil
- Konservasi Energi

Ternyata Molekul dalam skala nano yang bersifat multifungsi untuk mendeteksi kanker dan untuk penghantaran obat langsung ke sel target.

for molekul nano pada sel kanker

Mendaur Ulang Air Untuk Kebutuhan Penyiraman Taman

---

Kita sering mendengar teknologi daur ulang air sehingga bisa digunakan kembali untuk kebutuhan lainnya, seperti penyiraman toilet, cuci mobil dan menyiram kebun.

Kali ini, perusahaan BioKube membuat suatu teknologi daur ulang yang pasti dianggap sebagian orang sangat amat menjijikan yaitu mendaur ulang air yang berasal dari septic tank.

Pada septic tank ini, limbah berbentuk padat (solid) akan sendirinya tenggelam karena gravitasi dan air yang ada akan masuk ke sebuah tangki dengan bakteria dan bioblocks yang akan memfilter air limbah tersebut menjadi air bersih.

Tentu saja air bersih yang kami maksud bukan digunakan untuk kebutuhan minum atau cuci piring/ pakaian, melainkan dapat kita gunakan untuk menyiram kebuh atau taman.

Dengan teknologi ini, diharapkan septic tank ini dapat menghemat air sekitar 15.000 gallons (setara dengan 56.781 liter) dimana jumlah tersebut adalah jumlah air yang digunakan warga Amerika untuk menyirami kebun mereka selama setahun.

Menurut BioKube, ukuran septic tank dengan tinggi 1,8 meter dapat memproduksi air bersih sebanyak 7,5 liter per 15 menit.

Thermal Cracking Process

Thermal Cracking Process ( Proses Perengkahan Termal) Proses perengkahan thermal (thermal Cracking) adalah suatu proses pemecahan rantai hydrocarbon dari senyawa rantai panjang menjadi hydrocarbon dengan rantai yang lebih kecil melalui bantuan panas. Suatu proses perengkahan thermal bertujuan untuk mendapatkan fraksi minyak bumi dengan boiling range yang lebih rendah dari feed (umpannya). Dalam proses ini dihasilkan: gas, gasoline (naphtha), gas oil (diesel), residue atau coke. Feednya dapat berupa gas oil atau residue.

Setelah mengalami pemanasan awal dan ditampung dalam akumulator, proses pemanasan selanjutnya dilakukan dalam suatu furnace (dapur) sampai mencapai temperatur rengkahnya. Keluar dari furnace, minyak yang sudah pada suhu rengkah tadi dimasukkan dalam suatu soaker, yaitu suatu alat berbentuk drum tegak yang berguna untuk memperpanjang reaksi perengkahan yang terjadi. Selanjutnya hasil perengkahan dimasukkan kedalam suatu menara / kolom pemisah (fractionator) dimana berikutnya akan dipisahkan masing-masing fraksi yang dikehendaki. Ada juga bagian yang dikembalikan lagi untuk direngkah lebih lanjut yang disebut recycle stock. Selain menghasilkan produk BBM (bahan bakar minyak) dan gas, dalam proses perengkahan thermal juga dihasilkan cokes. Cokes yang diharapkan hanya terbentuk di dalam chamber (coke drum) dapat pula terbentuk di dinding tubes heater/furnace dan transfer line (pipa transfer). Cokes tersebut terbentuk sedikit demi sedikit dan pada akhirnya akan terakumulasi. Jika akumulasi sudah dianggap mengganggu jalannya operasi, maka unit perengkahan thermal tersebut harus dihentikan untuk proses penghilangan akumulasi cokes atau SAD (Steam Air Decoking). Untuk memperkirakan apakah akumulasi cokes sudah berlebihan dan mengganggu operasi atau belum biasanya dilihat dari tanda-tanda sbb :

1. Penurunan tekanan antara inlet dan outlet furnace sampai tingkat maksimum tertentu.
2. Tekanan soaker/reaction chamber yang makin tinggi sampai tingkat maksimum tertentu.
3. Temperatur tube metal (tube skin) makin naik.

Pembersihan akumulasi cokes tersebut disamping secara proses (SAD), dapat juga dilakukan secara mekanis menggunakan pompa bertekanan tinggi (aquadyne/hammelmann). I. UNIT VISBREAKINGAdapun alat utama dari unit ini adalah sebagai berikut : 1. FLASH CHAMBER Fungsi utama flash chamber adalah memisahkan residue dari recycle untuk menghindari coking dalam heater/furnace. Agar residue tidak overcracking, maka dapat dilakukan quenching dari inlet flash chamber agar tempeaturnya menjadi kurang lebih 450 degC saja. Kadang-kadang hal ini dihilangkan jika sudah dilengkapi dengan sistem washing di top column dari flash chamber, karena dianggap cukup membantu mendinginkan bottom temperature. Sistem washing ini mempunyai keuntungan antara lain :

• Mencuci atau menahan residue yang akan ikut keatas bersama uap.
• Residue tidak terlalu melekat dengan coke terutama sepanjang dinding chamber.

Bahan pencuci biasanya adalah sidecut yang dingin dari fractionator. Untuk mengurangi residence time dari residue didalam flash chamber, dibuat suatu bentuk leher yang memanjang pada bagian bottom dengan menjaga level kurang lebih 50%. Typical bottom temperature didalam first stage flash chamber adalah 425 degC dengan overhead temperature 390 degC. Sedangkansecond stage flash chamber bottom suhunya 400 degC dan overheadnya 296 degC. 2. REACTION CHAMBER Reaction Chamber membantu fungsi furnace agar tidak terlalu besar. Dalam reaction chamber proses perengkahan terjadi tanpa harus menambah panasan. Temperatur keluar furnace kira-kira 480 degC dan keluar reaction chamber akan turun menjadi kurang lebih 465 degC. Tekanan reaction chamber dijaga kurang lebih 16.2 kg/cm2g untuk menjaga agar semua material masih dalam fase liquid hingga pembentukan coke minimum. Reaction chamber juga membantu berfungsi sebagai surge chamber yang dapat menahan fluktuasi operasi. 3. PROCESS VARIABLE Seperti dijelaskan didepan bahwa visbreaker ini menghasilkan light dan haeavy fraction. Yang diutamakan sebenarnya bukan light fractionnya tetapi heavy heavy fractionnya diinginkan seminimum mungkin tetapi masih memenuhi spec fuel oil. Variabel-variabel utamanya adalah :

• Charge stock properties
• Cracking temperature
• Residence time

Secara umum dapat dikatakan bahwa kenaikan baik temperatur maupun residence time maka visbreaking severity akan naik. Kenaikan dari severity of cracking akan menaikkan produksi gas dan gasoline dan mengurangi viscosity dari cracked residu. Feed stock dengan harga K rendah, hasil gas dan gasoline makin rendah, tetapi makin tinggi viscosity residuenya dan makin tinggi BS&W pada cracking temperature dan residence time tertentu. II. DELAYED COKINGProses delayed coking dikembangkan dalam rangka me-minimize residue yang dihasilkan dari pengolahan minyak mentah melalui thermal cracking yang lebih severe. Jadi pada dasarnya proses delayed coking adalah juga proses thermal cracking yang dilakukan pada temperatur yang relatif sangat tinggi. Sebagai feed untuk unit ini kebanyakan adalah vacuum residue (short residue) . Pada operasi sebelum adanya delayed coking unit, operasi thermal cracking dijaga sedemikian rupa sehingga tidak akan terbentuk coke dalam heater/furnace. Namun dengan berkembangnya teknologi dan semakin meningkatnya kebutuhan oil product, telah dapat dikembangkan suatu proses dimana pada pemanasan residue sampai temeperatur yang tinggi didalam heater/furnace tetapi coke tetap tidak terbentuk didalam heater/furnace tubes. Hal ini dilakukan dengan memberikan velocity yang tinggi (residence time yang minimum) di dalam heater dan menambah drum/chamber di outlet heater untuk tempat terjadinya coking, sehinga proses ini kemudian disebut "Delayed coking". Dari segi reaksi kimiawi sebenarnya tidak berbeda dengan reaksi didalam proses thermal cracking yang lain, hanya disini sebagai salah satu produk akhir adalah carbon (coke). Coke dalam kenyataannya masih mengandung sejumlah volatile matter (VM) atau Hydrocarbon (HC) dengan boiling point tinggi. Untuk menghilangkan atau mengurangi kandungan volatile matter didalamnya, coke dipanasi lebih lanjut sampai 2000 - 2300 degF didalam suatu tanur/kiln yang berputar (Unit Calciner). Telah banyak kilang-kilang didunia yang memiliki unit delayed coking baik dengan tujuan untuk memproduksi calcined coke maupun dalam rangka maximizing oil products. Produk yang lain seperti unsaturated LPG, naphtha, gas oil kemudian diproses lebih lanjut untuk mendapatkan produk akhir yang on-spec. Selanjutnya naphtha diolah lebih lanjut di NHDT (Naphtha Hydrotreater), gas oil di proses di Hydrocracker. 1. DISKRIPSI PROSES Umpan vacuum residue yang berasal dari bottom vacuum column pertama-tama dimasukkan kedalam fractionator pada tray ke 2 sampai ke 4 dari bawah. Tujuannya adalah :

• Untuk mendinginkan uap hydrocarbon yang datang dari coke chamber ke fractionator untuk mencegah terbentuknya coke didalamnya dan sekaligus untuk mengkondensasikan sebagian heavy oil yang akan di-recycle.
• Adanya lighter material didalam vacuum residue feed sudah dapat stripped out.
• Untuk preheating feed.

Fresh feed yang telah bercampur dengan heavy oil yang condenser di bottom factionator dipompakan kedalam coker heater yang kemudian masuk kedalam salah satu dari dua coke chamber (drum). Untuk mengontrol velocity dan mencegah terbentuknya deposit coke didalam tube diinjeksikan steam kedalam tube heater. Sejumlah tertentu dari material yang tidak menguap dalam fluida yang keluar dari heater akan tinggal didalam coke drum dan oleh karena adanya efek temperatur dan residence time akan menyebabkan terbentuknya coke. Uap yang keluar dari puncak coke drum akan dialirkan ke bottom fractionator. Dalam uap yang keluar dari coke drum, mengandung steam danhasil cracking yang terdiri dari gas, naphtha, gas oil. Uap akan mengalir ke top column melalui quench tray, kemudian produk gas oil akan ditarik dari tray diatas feed tray. Sebagaimana dalam crude fractionator, dalam delayed coker fractionator juga dilengkapidengan sistem hot dan cold reflux dengan maksud selain untuk memperbaiki distilasi juga untuk memanfaatkan panas yang didapat dalam column sehingga dapat digunakan untuk preheating dll. Akibatnya yang juga merupakan suatu keuntungan, bahwa beban overhead condensor akan lebih kecil. Untuk menarik naphtha biasa dilakukan pada 8-10 tray diatas gas oil draw-off. 2. OPERASI PENGAMBILAN COKE. Bila coke drum yang in-service (coking) telah penuh dengan coke, aliran feed kemudian dipindahkan (switch) ke drum yang telah kosong dengan mengoperasikan three way valve (switching valve), sementara itu drum yang telah penuh dengan coke diisolate untuk operasi pengambilan/pembongkaran coke. Mula-mula dialirkan steam untuk menghilangkan uap hydrocarbons yang masih ada didalam drum, kemudian didinginkan dengan mengisi air secara pelan-pelan sesuai dengan cooling rate yang dianjurkan agar tidak mengalami shock cooling. Pelaksanaan pengambilan/ pembongkaran coke (decoking), dimulai dengan membuka coke chamber, kemudian dengan mechanical drill atau hydraulic system yang menggunakan air bertekanan tinggi. Dengan sistem mechanical & water jet sedikit demi sedikit coke yang mengisi hampir seluruh coke drum akan terpotong masuk kedalam coke pit atau gerobag yang memang telah disediakan untuk selanjutnya diangkut ke storage. 3. SIFAT FISIS DAN PENGGUNAAN COKE Kebanyakan coke dihasilkan sebagai bahan yang keras, porous, bentuknya tidak teratur dengan ukuran dari 20 inch sampai kecil seperti debu. Coke type ini dikenal sebagai sponge coke. 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.

Typical analysis dari Petroleum sponge coke adalah sebagai berikut : Wt % Wt % (Dari Delayed Coker) (Setelah Calcining) Air 2 – 4 nil Volatile matter 7 – 10 2 - 3 Fixed carbon 85 – 91 95 Kandungan sulfur 0.5 – 1.0 1 – 2 Kandungan sulfur didalam petroleum coke yang dihasilkan adalah bervariasi tergantung pada sulfur yang ada didalam feed stock. Biasanya antara 0.3- 1.5 wt % tapi kadang-kadang juga bisa mencapai 6%. Selain sponge coke, dikenal pula jenis coke lain yang disebut needle coke. Needle coke dihasilkan dari feed stock yang mengandung aromatic yang sangat tinggi. Needle coke ini lebih disenangi daripada sponge coke untuk digunakan sebagai electrode karena ia mempunyai electrical resistively dan coeficient thermal expansion yang lebih rendah sehingga tidak mudah berubah bentuk dan tidak boros pemakaiannya. 4. OPERASI DELAYED COKER Sebagaimana telah disinggung dalam decoking, coke drum diisi dan dikosongkan atas dasar suatu time cycle tertentu, sedang fraksinator dioperasikan secara kontinyu untuk memproduksi LPG, coker naphtha dan coker gas oil. Paling sedikit harus ada dua coke drum, namun ada pula yang lebih seperti di UP II Dumai yang mempunyai empat coke drum dengan pembagian : dua diisi / in operation (coking) dan dua yang lain dikosongkan (decoking) Typical waktu pengoperasian dari coke drum adalah sbb : Operasi Waktu (jam) Pengisian dengan coke 24 Memindah (switch) dan steaming out 03 Pendinginan (cooling down) 03 Drain 02 Buka tutup dan decoking 05 Tutup kembali dan test 02 Pemasangan kembali 07 Spare time 02 48 Operating variable dalam delayed coker antara lain adalah :

• Temperatur outlet heater
• Tekanan fractionating tower
• Temperatur uap ex coke drum yang masuk fractionator
• Free carbon content dalam feed.

Semakin tinggi temperatur yang keluar heater akan menaikkan proses cracking dan reaksi coking sehingga akan menaikkan pula jumlah gas dan coker naptha yang dihasilkan dan sebaliknya produksi coker gas oil yang berkurang. Menaikkan tekanan di fractionator mempunyai pengaruh yang sama dengan menaikkan temperatur outlet heater, karena dengan kenaikan tekanan di fractionator akan menambah jumlah vapor yang terkondensasi termasuk gas oil yang akan dikembalikan sehingga di-recycle bersama feed ke heater. Temperatur dari uap hydrocarbon ex coke drum yang semakin tinggi akan menaikkan end point dari produk coker gas oil sehingga jumlah gas oil yang direcycle menjadi berkurang akibatnya produksi coke akan berkurang pula. Dalam operasi delayed coker secara umum dapat dinyatakan bahwa semakin banyak gas oil yang direcycle akan menaikkan cracking yang selanjutnya akan menghasilkan gas, coker naphtha, dan coke yang lebih banyak dan menurunnya produksi coker gas oil. Refferences : 

1. “How to predict coker yield”; Castiglioni,B.P.; Hydrocarbon Processing, September 1983.
2. UOP Operating Manual , “Delayed Coking Unit”

 

Process Engineer : Job Description

Job Description of A Process Engineer A Process Engineer develops and optimize economical industrial processes to make the huge range of products on which modern society depends. A Process Engineer may work in small, medium and large businesses. The work is concerned with chemical and biochemical processes in which raw materials undergo change, and involves scaling up processes from the laboratory into the processing plant. Responsibilities involve designing equipment, understanding the reactions taking place, installing control systems, and starting, running and upgrading the processes. Environmental protection and health and safety aspects are also significant concerns.

Work is project-orientated and you may be working on a number of projects, all at various different stages, at any given time. Several process engineering companies act as consultancies.

Typical work activities include:

• assessing processes for their relevance, and assessing the adequacy of engineering equipment;
• reviewing existing data (also lab analysis) to see if more research and information need to be collated;
• designing, installing and commissioning new production units, monitoring modifications and upgrades, and troubleshooting existing processes;
• applying the principles of mass, momentum and heat transfer to process and equipment design, including conceptual, scheme and detail design;
• conducting process development experiments to scale in a laboratory;
• preparing reports, flow diagrams and charts;
• assessing the availability of raw materials and the safety and environmental impact of the plant;
• managing the cost and time constraints of projects;
• selecting, managing and working with sub-contractors;
• supporting the conversion of small-scale processes into commercially viable large-scale operations;
• assuming responsibility for risk assessment, including hazard and operability (HAZOP) studies, for the health and safety of both company staff and the wider community;
• working closely with chemical engineers to monitor and improve the efficiency, output and safety of a plant;
• ensuring the process works at the optimum level, to the right rate and quality of output, in order to meet supply needs;
• making observations and taking measurements directly, as well as collecting and interpreting data from the other technical and operating staff involved;
• assuming responsibility for environmental monitoring and ongoing performance of processes and process plant;
• ensuring that all aspects of an operation or process meet specified regulations;
• working closely with other specialists, including: scientists responsible for the quality control of raw materials, intermediates and finished products; engineers responsible for plant maintenance; commercial colleagues on product specifications and production schedules; and the operating crew.