By‑product Reforming: LPG, Hidrogen, dan Sulfur yang Mengubah Neraca Kilang

Katalitik reforming (naphtha) melahirkan dua komoditas: reformate beroktan tinggi untuk bensin dan off‑gas kaya hidrogen. Komposisi off‑gas lazimnya ~70–85% H₂, sisanya C1–C4 parafin [en.citizendium.org], dengan literatur proses juga merujuk kira‑kira ~80% H₂ [sciencedirect.com]. Di lapangan, alur bakunya: gas ini di‑scrub amina untuk mengangkat H₂S, H₂ dipisahkan, dan C₃–C₄ dipulihkan sebagai fuel gas/LPG atau sebagian diblending.

Keputusan monetisasi—recycle H₂, jual LPG, atau blending ke bensin—ditutup oleh ekonomi dan regulasi. Ketika harga bensin lebih menarik dan batas RVP (Reid vapor pressure, indikator volatilitas) musim dingin lebih longgar, blending bisa bernilai tinggi [oms-elearning-academy.com] [oms-elearning-academy.com].

Jaringan hidrogen kilang dan pemisahan

Reformer memasok volume H₂ yang sangat besar—rutin menanggung porsi utama kebutuhan kilang (untuk hydrodesulfurization/HDS dan hydrocracking), sering kali mencapai puluhan MMSCFD (million standard cubic feet per day) di kilang besar. Studi menunjukkan optimasi komposisi umpan (menggeser C₆ ke isomerisasi) dapat menaikkan net yield H₂ 28–48% dibanding reforming konvensional [digitalrefining.com].

Teknologi pemulihan seperti PSA (pressure‑swing adsorption, adsorpsi berayun tekanan) atau membran memetik H₂ dari off‑gas. Contoh unit membran menghasilkan ≈98% H₂ pada 250 psig (gauge pressure), meski recovery awal ~36%; dengan train membran yang ditata skala tepat, recovery H₂ dapat mendekati ≈93% [sciencedirect.com]. Recycle H₂ ini menekan pembelian gas H₂; jika harus diganti via SMR (steam methane reforming), biayanya setara sekitar US$1–3/kg H₂.

Penyisihan H₂S di hulu pemisahan H₂ lazim memakai absorber amina (acid‑gas removal). Di kelas produk industri, pelarut amina regenerable seperti amine solvent untuk CO₂/H₂S digunakan sebagai inti proses sweetening sebelum gas diarahkan ke pemisahan H₂.

Opsi C1–C4: fuel gas, LPG, dan petrokimia

Sisa off‑gas berisi alkana dan olefin ringan—metana, etana, propana, iso‑/n‑butana. Praktiknya, fraksi ini didehidrasi lalu masuk ke sistem fuel gas kilang atau ke storage LPG. Jalur lain tetap terbuka: dibakar sebagai fuel untuk utilitas/pembangkit (setelah H₂ dipisahkan) menggantikan gas alam; atau, bila kilang terintegrasi petrokimia, C₃ ke PDH (propane dehydrogenation) atau steam cracker, dan C₄ untuk butadiena atau umpan alkilasi. Namun di Indonesia, kebanyakan kilang tidak memiliki PDH/cracking dedikasi, sehingga penjualan LPG langsung sering lebih sederhana.

Ekspor/penjualan juga menarik: C₃–C₄ yang dipulihkan sebagai LPG dapat diserap pasar domestik (konsumsi LPG tinggi) atau diekspor—sering kali lebih menguntungkan ketimbang blending ke bensin (lihat bagian ekonomi blending) [oms-elearning-academy.com] [oms-elearning-academy.com]. Banyak kilang mengalirkan seluruh C₃–C₄ ke fuel gas atau LPG karena blending ke bensin dibatasi spesifikasi RVP.

Blending C₃/C₄ ke bensin: octane dan RVP

Propana dan butana punya RON tinggi—propana ≈105 dan n‑butana ≈92 [wikipedia77.en-us.nina.az] [wikipedia77.en-us.nina.az]—tetapi juga menaikkan RVP secara tajam (propana sangat volatil). Karena itu, praktik terbaik adalah blending selektif dan musiman.

Di pasar empat musim, kilang menambah C₄ (butana) ke bensin grade musim dingin untuk mencapai target RVP dengan biaya efisien. Batas RVP musim panas tipikal ~7–9 psi (≈50–62 kPa) [oms-elearning-academy.com], sedangkan musim dingin bisa ~9–11 psi. Contoh analisis: selisih harga rata‑rata ≈US$2/galon antara bensin musim dingin (~US$3,00/gal) dan LPG‑butana (~US$0,94/gal) memberi insentif memasukkan 10–12% butana volume di bensin musim dingin—memenuhi RVP tanpa mengorbankan octane [oms-elearning-academy.com] [oms-elearning-academy.com]. Pada batch 100.000 barel bensin, taktik ini bisa menambah margin hingga +US$6 juta per batch [oms-elearning-academy.com].

Konteks Indonesia: iklim tropis meningkatkan risiko vapor‑lock sehingga batas RVP cenderung lebih longgar hanya di “musim dingin” yang minimal. Secara historis, regulasi bahan bakar tidak terlalu ketat menahan RVP, tetapi kehati‑hatian tetap perlu. Indonesia menaikkan minimum oktana bensin dari RON88/89 menjadi RON90 pada 2023 [qcintel.com], selaras dengan sifat oktana tinggi LPG; porsi C₃/C₄ dapat membantu memenuhi spesifikasi RON90 tersebut. Namun, penalti volatilitas membuat blending biasanya dibatasi (sering ~10% untuk grade musim dingin [oms-elearning-academy.com]). Formulator menyeimbangkan kenaikan oktana terhadap RVP, sering memadukan komponen non‑volatile beroktan tinggi (aromatik atau ether) dan menggunakan butana secara musiman.

Alternatif ekonominya adalah memasukkan hidrokarbon ringan ke pool LPG. Dengan harga LPG kerap terkendali oleh permintaan dan subsidi, kilang harus membandingkan nilai tambah butana di bensin versus pasar LPG. Jika LPG terdiskon terhadap bensin, blending C₄ ke bensin bisa lebih bernilai dan komponen aromatik bernilai tinggi dijual terpisah—tetapi ini menuntut pemantauan ketat harga dan spesifikasi. Skema blending apa pun wajib memenuhi standar emisi VOC/NOx kendaraan dan stabilitas bahan bakar. Singkatnya, blending butana (hingga ~10–12% C₄) adalah jalan terbukti untuk memenuhi RON dan RVP secara ekonomis [oms-elearning-academy.com]. Dengan RON90 sudah wajib dan batas RVP musim panas yang belum jelas, uji coba atau pemodelan diperlukan; di beberapa rezim, bensin musim panas menargetkan 0% butana.

Pengolahan H₂S di SRU (Claus dan TGCU)

Setiap H₂S yang timbul (misal dari stripper naphtha hydrotreater) harus diangkat agar sesuai spesifikasi umpan katalis. Rute konvensional: absorber amina menghasilkan acid gas kaya H₂S, dilanjutkan ke SRU (sulfur recovery unit) proses Claus. Urutannya: (1) sweetening amina; (2) furnace Claus—sekitar 30–40% H₂S dibakar dengan udara menjadi SO₂, panasnya menggerakkan tahap berikut; (3) reaktor Claus—sisa H₂S bereaksi dengan SO₂ di atas katalis pada 150–300°C menghasilkan sulfur elemental dan air: 2H₂S + SO₂ → 3S + 2H₂O; secara keseluruhan 2H₂S + O₂ → 2S + 2H₂O. Setelah setiap reaktor, sulfur cair dikondensasikan [sulfurrecovery.com].

Dua tahap katalitik tipikal memulihkan ~95–98% sulfur; desain standar menghasilkan ≈96+% [sulfurrecovery.com]. Penambahan tahap katalitik ketiga atau TGCU (tail gas cleanup, mis. Shell SCOT) mendorong recovery di atas 99%; praktiknya, SRU yang dioperasikan baik mencapai >99% [thepetrosolutions.com]. Unit SCOT menghidrogenasi sisa SO₂/S kembali menjadi H₂S untuk diserap ulang, mendorong recovery mendekati 99,9% [thepetrosolutions.com].

Produk akhirnya adalah sulfur cair komersial (sering ≥99% kemurnian) untuk dijual (mis. industri pupuk). Tail‑gas residual yang memuat jejak H₂S/SO₂ diarahkan ke insinerator termal. Unit Claus/SCOT modern membakar tail‑gas ke ~750–800°C untuk mengkonversi oksigenat menjadi SO₂, lalu emisi SO₂ keluar pada konsentrasi rendah—biasanya beberapa ratus mg/Nm³ atau kurang; pengendalian temperatur yang cermat dapat mencapai sisa H₂S ~0,1 ppm dan SO₂ sekitar 250–300 ppm [thepetrosolutions.com], memenuhi batas emisi ketat.

Di Indonesia, spesifikasi sulfur bensin saat ini mengizinkan hingga 500 ppm S, dan aturan Euro‑IV (50 ppm) diphase‑in hingga 2025 [transportpolicy.net]. Artinya SRU harus “bersih tuntas”. Contoh: satu kilang Indonesia melaporkan unit Claus‑nya memproses ~73% uap H₂S keluarannya dan menghasilkan SO₂ cerobong ~14,7 mg/m³—jauh di bawah batas tipikal [wjarr.com]. Intinya, by‑product H₂S dikonversi hampir sepenuhnya menjadi sulfur jual via Claus, dan sisa jejak gas diinsinerasi agar patuh lingkungan [sulfurrecovery.com] [thepetrosolutions.com].

Garis besar keputusan operasional

— Off‑gas reformer ~70–85% H₂ (≈80% menurut referensi proses), di‑scrub amina dan dipisah H₂ sebelum C₃–C₄ dipulihkan sebagai LPG/fuel gas [en.citizendium.org] [sciencedirect.com].

— Optimasi feed bisa menaikkan yield H₂ 28–48%; unit membran mencapai ~98% kemurnian H₂ pada 250 psig, dengan recovery awal ~36% dan potensi ≈93% bila diskalakan; mengganti H₂ via SMR ~US$1–3/kg [digitalrefining.com] [sciencedirect.com].

— Blending butana 10–12% di bensin musim dingin dapat menambah margin hingga ~US$6 juta per 100.000 barel; batas RVP musim panas ~7–9 psi (≈50–62 kPa) dan musim dingin ~9–11 psi; propana RON ≈105, n‑butana ≈92 [oms-elearning-academy.com] [oms-elearning-academy.com] [oms-elearning-academy.com] [wikipedia77.en-us.nina.az] [wikipedia77.en-us.nina.az].

— SRU Claus dua tahap ~95–98% (≈96+% desain standar), dengan TGCU/SCOT >99% dan praktik baik >99%; target mendekati 99,9% dengan SCOT; tail‑gas diinsinerasi ~750–800°C menuju emisi SO₂ ratusan mg/Nm³ atau kurang; sisa H₂S ~0,1 ppm dan SO₂ 250–300 ppm tercapai lewat kontrol temperatur [sulfurrecovery.com] [sulfurrecovery.com] [thepetrosolutions.com].

— Indonesia: RON minimum menjadi 90 sejak 2023 [qcintel.com]; sulfur bensin saat ini hingga 500 ppm, dengan Euro‑IV (50 ppm) diphase‑in 2025 [transportpolicy.net]; contoh SRU domestik mencapai SO₂ cerobong ~14,7 mg/m³ dan memproses ~73% H₂S outlet [wjarr.com].