Laporan Tugas Khusus Kerja Praktek Pt. Pupuk Kaltim

Evaluasi Kinerja Absorber Seksi CO2 Removal Unit Ammonia Pabrik 4 PT. Pupuk Kalimantan Timur

Disusun Oleh: ALIF DZAKI WICAKSONO

NIM. 21030116140172

MALVIN MUHAMMAD ZAIN

NIM. 21030116140173

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO SEMARANG 2019

LAPORAN KERJA PRAKTIK DEPARTEMEN OPERASI PABRIK 4 PT. PUPUK KALIMANTAN TIMUR BONTANG, KALIMANTAN TIMUR 10 JULI 2019-10 SEPTEMBER 2019 ” EVALUASI KINERJA ABSORBER SEKSI CO2 REMOVAL UNIT AMMONIA PABRIK 4 PT. PUPUK KALIMANTAN TIMUR” Oleh : ALIF DZAKI WICAKSONO

NIM. 21030116140172

MALVIN MUHAMMAD ZAIN

NIM. 21030116140173

Laporan Kerja Praktik ini telah diperiksa dan disetujui oleh Bontang, Agustus 2019 Menyetujui, Pembimbing Bagian Ammonia, Superintendent Ammonia Pabrik 4

Franto Simanjuntak NPK 1104035

Mengetahui, Manager Departemen Operasi Pabrik 4

Manager Departemen Learning Centre

Sujak, S.T. NPK 9903371

Tathit Surya Arjanggi, S.Kom. NPK 0503589

LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTIK UNIVERSITAS DIPONEGORO FAKULTAS TEKNIK DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA Nama

: Alif Dzaki Wicaksono Malvin Muhammad Zain

Pabrik

21030115140172 21030115140173

: PT. Pupuk Kalimantan Timur Departemen Operasi Pabrik 4

Dosen Pembimbing

: Prof. Dr. Ir. Abdullah, MS

Semarang,

Oktober 2019

Dosen Pembimbing

Prof. Dr. Ir. Abdullah, MS. NIP 195512311983031014

iii Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur diucapkan kepada Allah SWT, berkat rahmat dan karunia-Nya laporan Kerja Praktik di PT. Pupuk Kalimantan Timur dengan baik. Laporan praktek kerja ini disusun berdasarkan pengalaman studi pustaka dan studi lapangan yang dilakukan selama kerja praktik di PT. Pupuk Kalimantan Timur. Kerja Praktik merupakan salah satu tugas yang harus ditempuh sebagai persyaratan menyelesaikan studi program strata 1 (S1) di Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro. Mata kuliah Kerja praktik ini bertujuan untuk memberikan pengalaman langsung di industri kimia dan dapat mengaplikasikan teori yang selama ini didapatkan di bangku kuliah. Penulis mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada semua pihak yang membantu selama proses kerja praktik dan penyusunan laporan ini. Secara khusus berterima kasih kepada: 1. Keluarga yang selalu memberikan dukungan dan doa. 2. Bapak Prof. Dr. Ir. Abdullah, MS. selaku dosen pembimbing kerja praktik 3. Ibu Dr, Nita Aryanti, S.T, M.T selaku Dosen penanggung jawab kerja praktik 4. Bapak Sujak, ST. selaku Manager Operasi Pabrik 4 5. Bapak Tathit Surya Arjanggi S. Kom selaku Manager Learning Centre 6. Bapak

Franto

Simanjuntak

Selaku

pembimbing

Ammonia

P-4

(Superintendent Ammonia P-4) 7. Bapak Jonathan dan staff Departement Learning Centre yang telah membantu dalam pelaksanaan Kerja Praktek di PT. Pupuk Kalimantan Timur. 8. Seluruh Staff Departemen Operasi Pabrik 4

Atas segala keterbatasan penulis, penulis menyadari masih terdapat sangat banyak kekurangan pada laporan ini. Penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun untuk laporan ini. Penulis berharap laporan ini dapat berguna bagi banyak pihak.

iv Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL ............................................................................................. i LEMBAR PENGESAHAN .................................................................................. ii KATA PENGANTAR .......................................................................................... iv DAFTAR ISI ...........................................................................................................v DAFTAR TABEL ............................................................................................... vii DAFTAR GAMBAR .......................................................................................... viii BAB I PENDAHULUAN .......................................................................................1 1.1 Latar Belakang ..........................................................................................1 1.2 Rumusan Masalah .....................................................................................2 1.3 Tujuan Tugas Khusus ...............................................................................2 1.4 Manfaat Tugas Khusus .............................................................................3 BAB II TINJAUAN PUSTAKA............................................................................4 2.1 Neraca Massa ............................................................................................4 2.2 Kelarutan...................................................................................................5 2.3 Absorbsi ....................................................................................................5 2.3.1 Absorbsi Kimia ................................................................................6 2.4 Packed Column .........................................................................................9 2.5 Faktor – Faktor yang Mempengaruhi Tinggi Rendahnya CO2 yang Lolos dari Absorber ................................................................................10 2.6 Carring Capacity ....................................................................................11 BAB III METODOLOGI ....................................................................................12 3.1 Metode Pengambilan Data ......................................................................12 3.1.1 Data Primer ....................................................................................12 3.1.2 Data Sekunder................................................................................13 3.2 Metode Pengolahan dan Perhitungan Data .............................................13 3.3 Asumsi-asumsi yang digunakan .............................................................14 BAB IV PEMBAHASAN.....................................................................................15 4.1 Penyerapan CO2 ......................................................................................15 4.2 CO2 leak ..................................................................................................16 4.2.1 Laju Alir Larutan Lean dan Semi Lean .........................................17 4.2.2 Temperatur Aliran Lean dan Semi Lean .......................................19

v Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 4.3 Carrying Capacity ..................................................................................22 BAB V PENUTUP ................................................................................................24 5.1 Kesimpulan .............................................................................................24 5.2 Saran .......................................................................................................24 DAFTAR PUSTAKA ...........................................................................................26

vi Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur DAFTAR TABEL Tabel 4.1 % CO2 terserap ...................................................................................... 16 Tabel 4.2 Data (%) CO2 leak ................................................................................. 17 Tabel 4.3 Tabel 4.2 Data (%) CO2 leak ................................................................. 18 Tabel 4.4 Data laju alir larutan lean dan semi lean ................................................ 20 Tabel 4.5 Nilai carrying capacity desain dan perhitungan ..................................... 22

vii Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur DAFTAR GAMBAR Gambar 3.1 Skema neraca massa unit CO2 Removal............................................ 13 Gambar 4.1 % CO2 terserap .................................................................................. 16 Gambar 4.2 Gambar 4.1 % CO2 terserap ............................................................... 18 Gambar 4.3 CO2 leak vs Flow semi lean ............................................................... 19 Gambar 4.4 CO2 leak vs Temperatur lean ............................................................. 20 Gambar 4.5 CO2 leak vs temperatur semi lean ...................................................... 21 Gambar 4.6 Carrying capacity absorber ............................................................... 23

viii Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Salah satu bahan baku utama yang digunakan untuk produksi amonia di PT. Pupuk Kalimantan Timur adalah gas alam. Gas alam PT. Pupuk Kalimantan Timur berasal dari Stasiun Kompresi Gas PT Pertamina (SKG Pertamina) dari sumur yang berada di Tanjung Santan. Gas alam yang terlebih dahulu diproses untuk dihilangkan kandungan sulfurnya pada Seksi Desulfurisasi, kemudian dialirkan ke Seksi Reformer dimana terdapat 2 proses; Primary Reformer dan Secondary Reformer untuk memecah hidrokarbon fraksi berat dari gas alam menjadi fraksi ringan setelah direaksikan dengan steam dan udara dan akan menghasilkan raw gas synthesis yang berupa gas N2 dan H2. Dalam gas tersebut masih mengandung gas karbon CO dan CO2. Setelah Seksi Reformer gas proses di alirkan menuju Seksi Gas Shift Converter untuk mengkonversi gas CO yang dihasilkan dari Seksi Reformer menjadi CO2. Keberadaan senyawa karbon dioksida tidak dikehendaki dalam proses sintesa ammonia karena dapat meracuni katalis. Karena hal ini, pada unit ammonia terdapat seksi CO2 removal untuk kemudian menghilangkan kandungan CO2 menggunakan larutan MDEA sebagai absorbernya, karena CO2 merupakan racun bagi katalis di proses sintesa ammonia di alat ammonia converter. Proses pemisahan gas CO2 dilakukan di unit CO2 removal yang terdiri dari absorber dan regenerator berupa stripper. Pada menara absorber terjadi absorbsi dimana komponen gas CO2 akan dipisahkan dengan diserap menggunakan cairan penyerap. Cairan yang digunakan pada Pabrik Kaltim-4 adalah activated Methyl Diethanol Amine (aMDEA). Dalam larutan penyerap tersebut, juga terkandung larutan lain yaitu piperazine. Piperazine ini berfungsi sebagai aktivator reaksi penyerapan CO2. Reaksi tersebut relatif cukup lambat, sehingga jika tanpa menggunakan aktivator akan membutuhkan dimensi menara absorber yang sangat tinggi. Gas CO2 dilepaskan dari gas proses dengan sistem absorbsi counter current 2 stage. Pada bagian bawah absorber, semi-lean solution digunakan untuk menyerap sebagian besar CO2, sedangkan pada bagian atas

1 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur absorber lean solution digunakan untuk menyempurnakan penyerapan CO2. Gas CO2 kemudian akan dilepaskan kembali dari larutan penyerap. Proses pelucutan ini dilakukan di regenerator atau stripper dengan prinsip pemanasan dan penurunan tekanan. Gas CO2 yang dihasilkan akan dikirimkan ke unit urea sebagai bahan baku pembuatan urea. Sedangkan gas proses yang sudah diserap kandungan CO2 nya didalam absorber kemudian di alirkan menuju proses methanasi di dalam methanator. Salah satu parameter kinerja absorber adalah CO2 leak (gas CO2 keluaran absorber menuju proses selanjutnya di methanator). Semakin sedikit CO2 leak, semakin bagus kinerja absorber tersebut dan sebaliknya. Evaluasi absorber secara berkala diperlukan untuk menentukan parameter apa yang harus dijaga atau diubah guna mendapatkan CO2 leak seminimal mungkin. Beberapa faktor penting yang perlu dievaluasi untuk menentukan kerja kolom absorber antara lain; carrying capacity, dan rate penyerapan CO2. Oleh karena itu pada tugas khusus ini akan dievaluasi parameter-parameter tersebut untuk menentukan kelayakan kerja absorber pada seksi CO2 removal unit ammonia Pabrik 4. 1.2 Rumusan Masalah Karena pentingnya seksi CO2 removal ini dalam keberjalanan proses pembuatan ammonia di Pabrik 4, perlu adanya evaluasi absorber secara berkala diperlukan untuk menentukan parameter apa yang harus dijaga atau diubah guna mendapatkan CO2 leak seminimal mungkin serta mengetahui rate penyerapan CO2 dalam kolom absorber. Oleh karena itu pada tugas khusus ini akan dievaluasi nilai CO2 leak, carrying capacity, dan rate penyerapan CO2 untuk menentukan kelayakan kerja absorber pada seksi CO2 removal unit ammonia Pabrik 4 berdasarkan data desain, data aktual sebelum dan sesudah turn around, serta data aktual pada bulan Agustus 2019.

1.3 Tujuan Tugas Khusus 1. Mengkaji nilai aktual CO2 leak dan CO2 yang terserap sebelum dan sesudah turn around kolom absorber jika dibandingkan dengan data desain. 2. Mengkaji nilai aktual carrying capacity sebelum dan sesudah turn around kolom absorber jika dibandingkan dengan data desain.

2 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 3. Mengkaji perbedaan rate penyerapan CO2 aktual sebelum dan sesudah turn around pada kolom absorber.

1.4

Manfaat 1. Mengetahui kondisi aktual absorber. 2. Evaluasi kinerja absorber berdasarkan nilai carrying capacity. 3. Mengetahui faktor yang mempengaruhi nilai carrying capacity.

3 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Neraca Massa Neraca massa merupakan perhitungan yang didasarkan pada prinsip kekekalan massa yang berguna untuk menentukan laju alir, komposisi, dan temperatur di tiap aliran (stream) pada diagram alir suatu proses atau untuk mengetahui performa suatu unit pada suatu sistem. Perhitungan neraca massa sangat penting untuk desain awal, desain akhir, maupun dalam proses operasi (Treyball, 1983). Neraca massa adalah cabang keilmuan yang mempelajari kesetimbangan massa dalam sebuah sistem. Dalam neraca massa, sistem adalah sesuatu yang diamati atau dikaji. Neraca massa adalah konsekuensi logis dari Hukum Kekekalan Massa yang menyebutkan bahwa di alam ini jumlah total massa adalah kekal; tidak dapat dimusnahkan ataupun diciptakan. Massa yang masuk ke dalam suatu sistem harus keluar meninggalkan sistem tersebut atau terakumulasi di dalam sistem. Konsekuensi logis hukum kekekalan massa ini memberikan persamaan dasar neraca massa : [massa masuk] = [massa keluar] + [akumulasi massa] Dengan [massa masuk] merupakan massa yang masuk ke dalam sistem, [massa keluar] merupakan massa yang keluar dari sistem, dan [akumulasi massa] merupakan akumulasi massa dalam sistem. Akumulasi massa dapat bernilai negatif atau positif. Padan umumnya, neraca massa dibangun dengan memperhitungkan total massa yang melalui suatu sistem. Pada perhitungan teknik kimia, neraca massa juga dibangun dengan memperhitungkan total massa komponen – komponen senyawa kimia yang melalui sistem (contoh: air) atau total massa suatu elemen (contoh : karbon). Bila dalam sistem yang dilalui terjadi reaksi kimia, maka ke dalam persamaan neraca massa ditambahkan variabel [produksi] sehingga persamaan neraca massa menjadi: [massa masuk] + [produksi] = [massa keluar] + [akumulasi massa] Variabel [produksi] pada persamaan neraca massa termodifikasi merupakan laju reaksi kimia. Laju reaksi kimia dapat berupa laju reaksi

4 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur pembentukan ataupun laju reaksi pengurangan. Oleh karena itu, variabel [produksi] dapat bernilai positif atau negatif (Santoso, N., Pradana, F., 2010). 2.2 Kelarutan Kelarutan atau solubilitas adalah kemampuan suatu zat kimia tertentu, zat terlarut (solute), untuk larut dalam suatu pelarut (solvent). Kelarutan dinyatakan dalam jumlah maksimum zat terlarut yang larut dalam suatu pelarut pada kesetimbangan (Santoso, N., Pradana, F., 2010). 1. Pengaruh Jenis Zat pada Kelarutan Zat – zat dengan struktur kimia yang mirip umumnya dapat saling bercampur dengan baik, sedangkat zat – zat yang struktur kimianya berbeda umumnya kurang dapat saling bercampur (like dissolves like). Senyawa yang bersifat polar akan mudah larut dalam pelarut polar, sedangkan senyawa nonpolar akan mudah larut dalam pelarut nonpolar. 2. Pengaruh Temperatur pada Kelarutan Kelarutan gas umumnya berkurang pada temperatur yang lebih tinggi. Misalnya jika air dipanaskan, maka timbul gelembung – gelembung gas yang keluar dari dalam air, sehingga gas yang terlarut dalam air tersebut menjadi berkurang. Kebanyakan zat padat kelarutannya lebih besar pada temberatur yang lebih tinggi. 3. Pengaruh Tekanan pada Kelarutan Perubahan tekanan pengaruhnya kecil terhadap kelarutan zat cair atau padat. Perubahan tekanan sebesar 500 atm hanya merubah kelarutan NaCl sekitar 2,3% dan NH4Cl 5,1%. Kelarutan gas sebanding dengan tekanan partial gas itu. Menurut hukum Henry (William Henry : 1774 – 1836) massa gas yang melarut dalam sejumlah tertentu cairan (pelarutnya) berbanding lurus dengan tekanan yang dilakukan oleh gas itu (tekanan partial), yang berada dalam kesetimbangan dengan larutan itu.

2.3 Absorbsi Absorbsi gas adalah operasi pengontakkan gas dengan cairan untuk melarutkan satu atau lebih komponen yang ada di dalam gas ke cairan atau solvent. Komponen yang ingin dilarutkan dalam solvent disebut solute. 5 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Absorbsi gas dibedakan menjadi absorbsi fisik dan kimia. Absorbsi fisik adalah perpindahan solute dalam solvent yang mengandalkan sifat kelarutan solute dalam solvent yang lebih besar dari kelarutannya dalam gas. Kelarutan antara solute dengan solvent umumnya spesifik. Absorbsi gas H2S dengan air, metanol, atau propilen karbonat merupakan contoh yang baik untuk periswita ini yang sering dijumpai di industri kimia. Penyerapan gas oleh pelarut terjadi karena adanya interaksi fisik. Sedangkan absorbsi kimia adalah absorbsi yang selain terjadi karena sifat kelarutan solute, tapi juga reaksi kimia antara solute dengan solvent. Penyerapan gas CO2 dengan penyerap larutan MDEA teraktivasi mengikuti mekanisme penyerapan fisis disertai reaksi kimia (Santoso, N., Pradana, F., 2010). 2.3.1 Absorbsi Kimia Absorbsi kimia dalam fase cair digunakan untuk mengeluarkan zat terlarut dengan lebih sempurna dari campuran gas nya. Alkanol-amines sering digunakan dalam proses absorbsi kimia. Alkanol-amines adalah amine yang memiliki minimal satu gugus hidroksil, sehingga berfungsi sebagai basa lemah. Beberapa senyawa organik alkanol-amines yang sering digunakan dalam proses pemisahan ini antara lain, sebagai berikut: 1. Mono ethanol amine (MEA) 2. Diethanol amine (DEA) 3. Tri ethanol amine (TEA) 4. Methyl diethanol amine (MDEA) MEA memiliki nilai carrying capacity yang lebih besar jika dibandingkan dengan senyawa alkanol-amine yang lain. carrying capacity adalah perbandingan antara jumlah CO2 yang ter-absorb dengan total flow absorbent yang dipakai. Carrying capacity berbanding lurus dengan panas reaksi, semakin besar panas reaksi, semakin kecil flow absorbent yang dibutuhkan. Kenaikan flow rate absorbent akan membuat lebih banyak CO2 yang ter absorb, namun ketika sudah mencapai suhu optimum dari absorber maka kenaikan flow rate absorbent tidak akan memberikan hasil yang baik (Santoso, N., Pradana, F., 2010).

6 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Pemilihan jenis absorbent dalam hal ini alkanol-amine tergantung dari tujuan proses dan karakteristik dari tipe absorbent, antara lain : 1. Selectivity untuk CO2 2. Pengendalian kandungan air di umpan gas 3. Pengontrolan kandungan air di sirkulasi absorbent 4. Cost, supply absorbent, thermal stability 5. Kondisi operasi seperti tekanan dan temperatur dari umpan gas, komposisinya, dan purity dari produk gas yang diinginkan Menurut (Blanc dkk, 1982) MDEA dipilih sebagai absorbent karena mempunya beberapa keuntungan, yaitu : 1. Dapat digunakan dalam larutan yang memiliki konsentrasi asam tinggi 2. Vapor pressure rendah 3. Total acid gas pick up tinggi 4. Tidak mudah degradasi 5. Sedikit korosif 6. Memerlukan heat of reaction lebih rendah 7. Efektifitas dan selektifitas yang tinggi dalam memisahkan CO2 dari komponen gas lain terutama nitrogen dan methane 8. Lebih mudah di regenerasi Komposisi larutan MDEA didalam sebagai berikut : 1. 2,2 Methyl diethanol amine

: 72 – 97 %

2. Piperazine (R2NH) sebagai aktivator

: 2 – 18%

3. Air

: 1 – 10% (Team Start Up Pabrik Ammonia Kaltim-4).

Reaksi yang terjadi sebagai berikut pada T=80oC dan P=1kg: R3N + H2O + CO2 → R3NH+ + HCO3- +31500 kkal/kgmol

(2.1)

2R2NH + CO2 → R2NH2+ + R2N-COO- +124500 kkal/kgmol

(2.2)

R2NCOO-+ R3N +H2O→ HCO3-+ R2NH+R3NH++Q kkal/kgmol

(2.3)

(Nathalie et al., 2012) Piperazine sebagai aktivator berfungsi sebagai katalis untuk melangsungkan reaksi (2.1), dengan cara menurunkan tekanan pasial gas CO2. Mekanisme penurunan tekanan parsial gas CO2 yaitu melalui reaksi antara gas CO2 dengan

7 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur piperazine sebagaimana ditunjukan oleh reaksi (2.2). Seperti di atas, dengan membentuk R2NCOOH. Hal ini mengakibatkan tekanan parsial CO2 lebih rendah yang berarti semakin banyak CO2 yang terlarut. Reaksi (2.2) berlangsung dengan cepat dan reaksi (2.3) berlangsung lebih lambat dan menghasilkan asam karbonat. Sedangkan aktivatornya akan kembali sebagai senyawa R2NH. Kandungan gas CO2 pada outlet absorber (1-C-302) kurang dari 500 ppm (Santoso, N., Pradana, F., 2010). Proses absorbsi di Unit CO2 removal ini menggunakan dua stage, yaitu aliran semilean dan aliran lean. Data, komposisi, serta kondisi operasi masing – masing aliran ini sebagai berikut: 1. Semi Lean Dialirkan ke absorber menggunakan pompa P-301 A/B Kapasitas semi lean

: 1437 ton/jam

Temperatur

: 70oC

Komposisi: CO2

: max 6,1 %wt

CO + N2 + H2 + CH4 +Ar

:0%

MDEA

: 35,1%

Piperazine

: 2,6 %wt

H2O

: 57 %

2. Lean Dialirkan ke bagian atas absorber (1-C-302) menggunakan pompa P-302 A/B Kapasitas lean

: 240 ton/jam

Temperatur

: 50oC

Komposisi CO2

: max 0,3 %wt

CO + N2 + H2 + CH4 +Ar

:0%

MDEA

: 37 %

Piperazine

: 3 %wt

H2O

: 59,5 % (Team Start Up Pabrik Ammonia Kaltim-4).

8 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Untuk menghindari hilangnya larutan MDEA dan piperazine serta untuk menjaga kemurnian gas sintesis outlet atas absorber, dan sebagai water balance di unit absorber, di bagian atas 1-C-302 diinjeksikan proses kondensat dari unit PCT (1-C-701) sebanyak 550 – 650 kg/jam. Setelah terjadi reaksi penyerapan CO2 oleh larutan MDEA, larutan yang keluar absorber akan kaya dengan CO2 disebut rich solution dengan komposisi sebagai berikut: 1. Tekanan

: 30 kg/cm2G

2. Temperatur

: 81,5 oC

3. Komposisi CO2

: max 8,8 %wt

CO

: 1 ppm

N2

: 4 ppm

H2

: 17 ppm

Ar

: 2,9 %wt

CH4

: 1 ppm

MDEA

: 35 %wt

Piperazine

: 1 ppm

H2O

: 54,3 %wt (Team Start Up Pabrik Ammonia Kaltim-4).

2.4 Packed Column Packed column atau kolom isian, yang mana memiliki packing yang terbasahi dengan maksimal oleh cairan dengan aliran gas mengalir diantaranya. Peranan packing adalah untuk memberi luas bidang kontak gas dengan cairan yang luas. Selain itu, packing juga harus non reaktif terhadap komponen – komponen yang ada dalam sistem dan bermassa ringan. Pemilihan packing dilakukan dengan mempertimbangkan hal – hal sebagai berikut : 1. Memiliki luas permukaan terbasahi tiap unit volume yang besar 2. Memiliki ruang kosong yang cukup besar sehingga kemungkinan terjadinya kehilangan tekanan adalah kecil 3. Karakteristik pembasahan baik 4. Densitas kecil agar berat kolom keseluruhan kecil 5. Tahan korosi dan ekonomis

9 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Untuk memperluas bidang kontak antara gas dan larutan MDEA, maka menara absorber didesain dengan tinggi tertentu dan berisi packing. Packing di bulk absorber dipasang pall ring 2” IMTP cs karena di daerah ini merupakan daerah kontak yang besar antara gas dan liquid. Sedangkan, packing lean solution dipasang pall ring 1” IMPT cs (carbon steel). Pemilihan bahan isian pall ring disebabkan karena: 1. Memiliki struktur terbuka sehingga interfacial area besar 2. Menghasilkan pressure drop dan HTU yang lebih rendah daripada Rasching Rings 3. Batas flooding yang lebih tinggi 4. Distribusi cairan yang baik 5. Cocok untuk kapasitas yang besar (Coulson, 2005) Rich solution bottom absorber diturunkan tekanannya (di-letdown) oleh hydraulic turbine (1-TX-301) yang mempunyai satu shaft dengan pompa dan motor penggerak, sehingga pemakaian energi lebih rendah. Bagian bawah absorber (1-C-302), temperatur dijaga tetap tinggi dengan alasan agar kecepatan reaksi tinggi, sehingga sisa CO2 yang tidak terserap atau lolos ke bagian atas lebih kecil. Penyerapan kedua berlangsung di bagian atas absorber dengan temperatur rendah, yakni sekitar 50oC agar diperoleh konversi yang tinggi (kesetimbangan bergeser ke arah kanan) (Santoso, N., Pradana, F., 2010). 2.5 Faktor – Faktor yang Mempengaruhi Tinggi Rendahnya CO2 yang Lolos dari Absorber Menurut (Santoso, N., Pradana, F., 2010) terdapat empat faktor yang mempengaruhi tinggi rendahnya CO2 yang lolos dari absorber, yaitu sebagai berikut : 1. Jumlah sirkulasi larutan Untuk aman nya, larutan MDEA yang disirkulasikan dijaga lebih besar 3% dari rate gas proses. Apabila sirkulasi diturunkan lebih rendah atau sama dengan rate gas, maka jumlah CO2 yang lolos akan naik. Sebaliknya, bila

10 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur rate sirkulasi dinaikkan, maka harus diperhatikan kapasitas pompa dan flooding pada absorber. 2. Temperatur Temperatur di bagian bawah lebih tinggi (± 80oC) dengan pertimbangan masalah kecepatan reaksi agar lebih tinggi, sedangkan pada bagian atas temperatur lebih rendah (± 50oC) dengan pertimbangan konversi pada kesetimbangan dapat dinaikkan dengan menurunkan temperatur, karena reaksi yang terjadi disini adalah reaksi endotermis. 3. Jumlah split aliran Dipakai dua aliran, yaitu aliran semi lean dan aliran lean dengan tujuan untuk memaksimalkan penyerapan CO2 sehingga CO2 yang lolos rendah. 4. Konsentrasi MDEA Untuk memaksimalkan penyerapan CO2, maka konsentrasi MDEA dijaga pada rentang 36 – 39 % R3NH dengan konsentrasi aktivator 2 – 3 %.

2.6 Carrying Capacity Dalam proses absorbsi terdapat parameter untuk menunjukkan performansi dari menara absorber yang dinamakan carrying capacity untuk menggambarkan seberapa besar gas yang dapat di absorb oleh larutan penyerap, dalam hal ini adalah MDEA dan gas yang di absorb adalah CO2 (Santoso, N., Pradana, F., 2010). Nilai carrying capacity desain dalam kolom absorber sebesar 2,291 kmol CO2 / m3 MDEA. Nilai carrying capacity desain merupakan batas minimal dalam penyerapan gas CO2 dalam absorber, maka apabila nilai carrying capacity semakin besar, performansi dari kolom absorber semakin baik.

11 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur BAB III METODE PENELITIAN 3.1 Metode Pengambilan Data Dalam penyusunan tugas khusus ini, data yang digunakan meliputi data primer dan data sekunder 3.1.1 Data Primer Merupakan data yang diperoleh dari pengamatan dan pengukuran besaran operasi alat yang bersangkutan secara langsung di lapangan. Perhitungan diawali dengan membuat neraca massa dari semua input sistem pabrik Ammonia sampai unit CO2 removal. Data-data primer tersebut adalah: 1. Hasil analisa gas alam tanggal 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 2. Laporan harian Hydrogen Recovery Unit 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 3. Hasil analisa laboratorium Ammonia Kaltim-4 tanggal 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 4. Hasil analisa larutan MDEA 8 Oktober 2018, 9 November 2018, 26 Juli 2019 dan 9 Agustus 2019. 5. Data Log Sheet Front-End unit Ammonia Kaltim-4 untuk ruang kontrol & lapangan tanggal 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 6. Data Log Sheet Middle-End unit Ammonia Kaltim-4 untuk ruang kontrol & lapangan tanggal 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 7. Data Log Sheet CO2 Removal unit Ammonia Kaltim-4 untuk ruang kontrol & lapangan tanggal 7 Oktober 2018, 7 November 2018, 3,4,6,8,10 dan 12 Agustus 2019 8. Data desain neraca massa unit Ammonia Kaltim-4. 9. Data desain pabrik yang diperoleh dari Process Flow Diagram rancangan Pabrik Kaltim-4.

12 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 3.1.2 Data Sekunder Merupakan data yang diperoleh dari studi literatur umum maupun dari unit Ammonia Pabrik-4. Data-data sekunder tersebut adalah: 1. BM/molecular weight untuk tiap unsur kimia 2. Tekanan uap murni

3.2 Metode Pengolahan dan Perhitungan Data Langkah awal untuk menentukan evaluasi proses di unit Absorber (1-C302) CO2 removal adalah: 1. Menghitung mass flow rate gas masuk absorber (1-C-302) Mass flow rate gas masuk absorber dihitung berdasarkan neraca mol tiap komponen flow di primay reformer, secondary reformer, shift converter, dan separator. Akumulasi = massa masuk – massa keluar + massa yang terbentuk dari reaksi – massa yang dikonsumsi untuk reaksi.

Gambar 3.1 Skema neraca massa unit CO2 Removal

13 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 2. Menghitung mass flow rate lean solution Mass flow rate lean solution dihitung dari data log sheet pada 1-FIC-3008 dan berdasarkan komposisi lean solution pada desain. 3. Menghitung mass flow rate semi lean solution Mass flow rate semi lean solution dihitung dari data log sheet pada 1-FIC3006 dan berdasarkan komposisi lean solution pada desain. 4. Menghitung flow MDEA Flow MDEA =(𝐹𝑙𝑜𝑤 𝑆𝑒𝑚𝑖 𝑙𝑒𝑎𝑛 + 𝐹𝑙𝑜𝑤 𝑙𝑒𝑎𝑛) ∗ 𝐾𝑜𝑛𝑠𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑠𝑖 𝑎𝑚𝑖𝑛𝑒 5. Menghitung Carrying Capacity 𝑚𝑜𝑙 𝐶𝑂2 𝑡𝑒𝑟𝑠𝑒𝑟𝑎𝑝

Carrying capacity =𝑚𝑜𝑙 𝑆𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡 𝑚𝑎𝑠𝑢𝑘 𝑥 100% 6. Mengevaluasi parameter-parameter yang memengaruhi performa CO2 absorber, antara lain temperature dan flow absorben serta CO2 leak.

3.3 Asumsi-asumsi yang digunakan 1. Komposisi absorben lean dan semi-lean sesuai desain. 2. Ada akumulasi massa dalam setiap alat dan massa hilang dari system. 3. Hanya CO2 yang terserap ke dalam larutan MDEA dan piperazine. Kelarutan gas –gas lain diabaikan. 4. Pada absorber hanya H2O yang terkondensasi dalam kolom absorber. 5. Pressure drop pada kolom absorber sesuai dengan desain.

14 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur BAB IV PEMBAHASAN 4.1 Penyerapan CO2 CO2 removal merupakan salah satu proses yang sangat penting di dalam unit ammonia. Alat utama yang digunakan adalah absorber dan stripper. Proses yang terjadi absorber unit ammonia operasi Pabrik-4 merupakan reactive absorbtion, yaitu absorbsi yang disertai dengan reaksi kimia. Di Pabrik-4, solven yang sekaligus digunakan sebagai reagen adalah MDEA. Reaksi antara solute yang akan diabsorb dan reagen dipengaruhi oleh 2 faktor penting yaitu: destruksi dari solute menjadi komponen yang dapat menurunkan tekanan parsial solute dan menyebabkan terjadinya perbedan konsentrasi di bulk gas dan interface dan koefisien transfer massa yang memiliki kontribusi dalam peningkatan kecepatan penyerapan (Treyball, 1981). Mekanisme yang terjadi pada absorber unit ammonia ini adalah sebagai berikut: 1. Absorbsi CO2 dari fase gas ke fase cair (larutan MDEA dan piperazine). 2. Reaksi CO2 dengan MDEA di fase cair. Pada evaluasi, data diambil dari sebelum turn around, sesudah turn around, dan data aktual saat ini bulan agustus 2019. Berikut ditampilkan data % CO2 yang terserap hasil evaluasi di proses absorbsi CO2 dalam tabel 4.1 dan gambar 4.1. Tabel 4.1 % CO2 terserap DATA

% CO2 Terserap

DESIGN

98,890

7 OKTOBER 2018

99,956

7 NOVEMBER 2018

99,959

3 AGUSTUS 2019

99,959

4 AGUSTUS 2019

99,960

15 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 6 AGUSTUS 2019

99,958

8 AGUSTUS 2019

99,958

10 AGUSTUS 2019

99,959

12 AGUSTUS 2019

99,960

Gambar 4.1 % CO2 terserap Persen CO2 terserap didefinisikan sebagai mol CO2 di dalam rich solution atau larutan hasil bawah absorber dibanding dengan process gas yang masuk ke dalam absorber. Semakin besar nilai CO2 terserap, semakin besar pula jumlah CO2 yang ada di rich solution. Itu menunjukkan bahwa kemampuan absorbsi larutan MDEA yang semakin baik pula. Keadaan itu sangat diinginkan karena CO2 dapat mengganggu proses di converter apabila dalam jumlah yang melebihi dari desain yang telah ditentukan. 4.2 CO2 leak CO2 dihasilkan dari serangkaian reaksi di alat-alat sebelum unit CO2 removal. Atom C sendiri diperoleh dari natural gas dan udara proses, semakin besar kandungan karbon basah di natural gas maka akan semakin banyak CO2 yang terbentuk. Dari perhitungan desain, CO2 yang diharapkan keluar dari proses absorbebsi CO2 untuk kemudian dialirkan menuju proses methanasi tidak melebihi batas 0,055%. Pada evaluasi, data diambil dari sebelum turn

16 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur around, sesudah turn around, dan data aktual saat ini bulan Agustus 2019. Berikut ditampilkan data % CO2 leak hasil evaluasi di proses absorbsi CO2 dalam tabel 4.2. Tabel 4.2 Data (%) CO2 leak DATA

CO2 LEAK (%)

DESAIN

0,055

7 OKTOBER 2018

0,043

7 NOVEMBER 2018

0,040

3 AGUSTUS 2019

0,040

4 AGUSTUS 2019

0,039

6 AGUSTUS 2019

0,041

8 AGUSTUS 2019

0,041

10 AGUSTUS 2019

0,040

12 AGUSTUS 2019

0,039

Dari data di atas didapatkan bahwa CO2 leak mengalami kenaikan dan penurunan, namun hingga saat ini kondisi CO2 leak masih dalam batas aman karena tidak melebihi spesifikasi dari data desain. Adapun faktor – faktor yang dapat mempengaruhi penurunan CO2 leak dapat ditinjau melalui temperatur dan laju alir larutan lean dan semi lean. 4.2.1 Laju Alir Larutan Lean dan Semi Lean Berikut adalah data laju alir larutan baik lean maupun semi lean solution yang ditampilkan dalam tabel 4.3, kemudian ditampilkan gambar hubungan antara laju alir lean dan semi lean terhadap % CO2 leak dalam gambar 4.2 dan 4.3.

17 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Tabel 4.3 Data laju alir larutan lean dan semi lean Tanggal

Laju Alir Lean

Laju Alir Semi

(Nm3/h)

Lean (Nm3/h)

Desain

241

1429

7 Oktober 2018

249

1534

7 November 2018

261

1580

3 Agustus 2019

263

1580

4 Agustus 2019

263

1566

6 Agustus 2019

262

1579

8 Agustus 2019

261

1576

10 Agustus 2019

261

1583

12 Agustus 2019

261

1574

Gambar 4.2 CO2 leak vs flow lean

18 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur

Gambar 4.3 CO2 leak vs Flow semi lean Berdasarkan laju alir larutan, baik lean ataupun semi-lean solution dapat memengaruhi CO2 leak yang keluar di bagian atas CO2 absorber, dimana dengan semakin besarnya aliran aMDEA ke kolom absorpsi, semakin kecil CO2 leak yang keluar. Secara teori, dengan kenaikan rate absorben pada proses absorpsi menyebabkan kenaikan pula pada jumlah gas yang diabsorp. Flow dan kondisi larutan semi-lean dan lean sangat penting untuk dijaga. Flow dan kondisi larutan semi-lean harus dijaga konstan pada rate design 1435 t/h atau diatasnya tergantung pada beban pabrik dan kandungan CO2. Flow yang terlalu rendah atau regenerasi yang kurang akan mengakibatkan beban pada absorber bagian atas dan menaikan CO2 slip. Sedangkan flow larutan lean dijaga pada rate design-nya untuk mendapatkan pelepasan CO2 yang diinginkan pada bagian atas absorber. 4.2.2 Temperatur Aliran Lean dan Semi Lean Berikut adalah data temperatur larutan baik lean maupun semi lean solution yang ditampilkan pada tabel 4.4, kemudian ditampilkan gambar hubungan antara temperatur lean dan semi lean terhadap % CO2 leak dalam gambar 4.4 dan 4.5 .

19 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur Tabel 4.4 Data laju alir larutan lean dan semi lean Tanggal

Temperatur Lean (oC)

Temperatur Semi Lean (oC)

Desain

50

73,2

7 Oktober 2018

45,66

82,59

7 November 2018

43,47

76,2

3 Agustus 2019

46,43

79,13

4 Agustus 2019

45,34

78,75

6 Agustus 2019

45,75

78,62

8 Agustus 2019

46,43

78,45

10 Agustus 2019

45,88

78,71

12 Agustus 2019

45,82

79,49

Gambar 4.4 CO2 leak vs Temperatur lean

20 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur

Gambar 4.5 CO2 leak vs temperatur semi lean Berdasarkan kedua grafik diatas, dapat disimpulkan bahwa temperatur larutan aMDEA, baik lean ataupun semi-lean solution, memengaruhi CO2 leak yang keluar di bagian atas CO2 absorber. Pada kenaikan temperatur semi-lean, CO2 leak yang keluar cenderung semakin kecil walaupun reaksi yang terjadi pada kolom absorber adalah reaksi eksotermis. Kenaikan suhu pada larutan semi-lean dilakukan untuk meningkatkan laju reaksi yang terjadi. Namun, kenaikan suhu tetap harus dijaga agar tidak terlalu jauh dari desain, karena solubility CO2 dalam larutan amine mulai menurun pada suhu 60oC (Bullin, 2006). Pada larutan lean, temperatur larutan dibuat lebih rendah dengan mempertimbangkan konversi pada kesetimbangan. Temperatur rendah akan cenderung menurunkan CO2 leak dan meningkatkan solubility CO2 dalam larutan. Namun, dari grafik terlihat pada temperatur lean yang lebih rendah 4oC dari temperatur design, CO2 leak mengalami sedikit kenaikan tapi masih di bawah design. Untuk menjaga temperatur lean solution dan kandungan CO2 didalamnya maka suhu bottom stripper (reboiler) harus dikontrol sehingga proses penyerapan CO2 di kolom absorber optimal.

21 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 4.3 Carrying Capacity Carrying capacity adalah perbandingan antara jumlah CO2 yang terabsorb dengan total flow absorbent yang dipakai. Data carrying capacity didapatkan dari perhitungan sebelum turn around, setelah turn around, dan data aktual pada bulan Agustus 2019. Berikut ditampilkan data hasil perhitungan untuk carrying capacity dalam tabel 4.5, kemudian ditampilkan gambar carrying capacity dalam gambar 4.6. Tabel 4.5 Nilai carrying capacity desain dan perhitungan Data

Carrying Capacity Absorber (kmol CO2 / m3 MDEA)

Desain

2.028

7 Oktober 2018

1.906

7 November 2018

1.939

3 Agustus 2019

1.991

4 Agustus 2019

2.000

6 Agustus 2019

1.987

8 Agustus 2019

1.988

10 Agustus 2019

1.891

12 Agustus 2019

1.902

22 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur

Gambar 4.6 Carrying capacity absorber Carrying capacity berbanding lurus dengan panas reaksi, semakin besar panas reaksi, semakin kecil flow absorbent yang dibutuhkan. Kenaikan flow rate absorbent akan membuat lebih banyak CO2 yang ter absorb, namun ketika sudah mencapai suhu optimum dari absorber maka kenaikan flow rate absorbent tidak akan memberikan hasil yang baik. Untuk nilai carrying capacity absorber desain sebesar 2.028 kmol CO2 / m3 MDEA, pada grafik dapat dilihat data aktual didapatkan nilai carrying capacity sedikit lebih kecil daripada nilai carrying capacity absorber desain, dari hal tersebut dapat disimpulkan bahwa CO2 absorber mengalami penurunan performa, namun aktifitas TA pada tanggal setelah 7 Oktober 2018 dapat meningkatkan performa dari absorber dengan meningkatnya nilai saat uji data 7 November 2018. Faktor tersebut disebabkan oleh rendahnya konsentrasi total amine yang ada dilarutan MDEA, salah satu faktor yang menyebabkan peningkatan carrying capacity flow rate dari MDEA karena semakin besar flow rate dari MDEA dan konsentrasi total amine akan membuat semakin banyak CO2 yang ter absorb.

23 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan Kesimpulan yang dapat diambil dari evaluasi kinerja absorber ini antara lain: 1. Persen CO2 yang terserap / jumlah CO2 yang ada di rich solution masih sangat baik, dikarenakan nilainya berada di atas batas standar desain. Sehingga menunjukkan meningkatnya performa dari kolom absorber. 2. Terdapat pengaruh kondisi operasi absorben terhadap kadar CO2 leak top product kolom absorber, yakni : -

Temperatur lean dan semi lean perlu dikontrol sehingga penyerapan CO2 di kolom absorber lebih optimal. Pada hasil evaluasi, temperatur lean lebih rendah 4oC dari temperatur desain, akan tetapi di cover dengan ditingkatkan nya temperatur semi lean yang mana lebih tinggi 4oC dari temperatur desain nya.

-

Laju alir larutan lean dan semi lean perlu dikontrol karena dapat mempengaruhi CO2 leak yang keluar dari bagian atas absorber. Pada hasil evaluasi, laju alir baik lean dan semi lean mengalami peningkatan dari laju alir desain sehingga CO2 leak yang keluar dari bagian atas absorber semakin sedikit.

3. Nilai carrying capacity pada kolom absorber dengan data aktual sedikit lebih kecil daripada data desain. Dilihat dari nilai carrying capacity absorber bahwa CO2 absorber mengalami penurunan performa karena semakin sedikit CO2 yang terserap terhadap mol solven yang masuk, jika nilai carrying capacity semakin kecil, kemampuan larutan solven untuk membawa gas- gas yang tidak diinginkan juga semakin kecil. 5.2 Saran 1. Menjaga aliran semi lean 1571 ton / hr dan aliran lean 260 ton / hr untuk mempertahankan rate penyerapan CO2 99,95% 2. Menjaga temperatur aliran semi lean 79oC dan temperatur aliran lean 46oC untuk mempertahankan nilai CO2 leak 0,041%

24 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur 3. Perhatikan rasio semi lean dan lean yang disesuaikan dengan rate sirkulasi MDEA apabila rate meningkat flow semi lean dan lean harus ditingkatkan juga untuk menjaga rate CO2 yang terabsorb.

25 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Laporan Kerja Praktik PT. Pupuk Kalimantan Timur DAFTAR PUSTAKA Blanc C., Grall M., Demarais G., 1982, The Part Played by Degradation Compounds in the Corrosion of Gas Sweetening Plants Using DEA/MDEA, Oil Gas J., 15, 128-130 Coulson, J.M. and Richardson, J.F., 2005, Chemical Engineering Design, 4th ed., vol 6. Elsevier, London. Nathalie, J.M.C., Penders-van Elka, Peter W.J. Derksa, Sylvie Fradetteb, Geert F. Versteegc. Kinetics of absorption of carbon dioxide in aqueous MDEA solutions withcarbonic anhydrase at 298 K. 2012. University of Groningen. Netherlands Santoso, N., Pradana, F., 2010, “Evaluasi Kinerja CO2 Removal di Unit Ammonia Kaltim – 4”, Institut Teknologi Sepuluh November, Surabaya. Team Start Up,” Petunjuk Operasi Pabrik Ammonia Kaltim-4”, 2002, PT. Pupuk Kalimantan Timur Treyball, R.E., 1983, Introduction to Material and Energy Balances, Singapore: Mc Graw – Hill Book Company.

26 Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

Lembar Perhitungan Data Desain 1. Data Komponen Natural Gas Komponen CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 C6H14 Total

Xi (%mol) 6.130 0.080 83.720 5.400 2.880 0.550 0.620 0.210 0.140 0.270 100.000

BMi 44.010 28.000 16.043 30.070 44.097 58.124 58.124 75.151 75.151 86.177

2. Steam Proses FIC 2004 =71000 kg/h =3941.160 kmol/h Komponen H2O TOTAL

Xi (%mol) BMi 100 18.015 100 18.015

3. H2 Recycle FIC 2007

=1561 kg/h = 69.643kmol/h

Komponen Xi (%mol) H2 67.55 CH4 6.35 N2 21.87 Ar 4.23 TOTAL 100

BMi 2.016 16.043 28.013 39.948 86.02

4. Udara Proses FIC 2009 =42000 kg/h =1873.82 kmol/h Komponen N2 O2 Ar CO2 H2O TOTAL

Xi (%mol) BMi 78.04 28.013 20.99 31.999 0.94 39.948 0.02 44.01 0.01 18.015 100 161.985

5. Primary Reformer Komposisi Gas Masuk Primary Reformer SISTEM

Flow (Kmol/hr)

mol unsur C (Kmol/hr)

mol unsur H (Kmol/hr)

GAS PROSES 1142.277 1340.348 4683.336 STEAM PROSES 3941.160144 0 7882.320289 H2 RECYCLE 69.64397252 4.422392255 111.7785759 TOTAL 5153.081265 1344.770 12677.435

mol unsur O (Kmol/hr) 140.043 3941.160144

Analisa Outlet Primary Reformer Komponen CO2 CO H2 CH4 N2 Ar TOTAL

Komposisi (%Vol) 10.71 11.48 66.45 10.91 0.45 0 100

Neraca massa tiap atom/unsur C → nC(in) = nCH4 (out) + nCO(out)+nCO2(out) O → nO(in) =nH2O(out)+nCO(out)+2nCO2(out) H → nH(in) = 2nH2(out)+2nH2O(out)+4nCH4(out) Ar → nAr(in) = nAr(out) N → nN2(in) = nN2(out)

0 4081.203

Inlet komponen

BM

CH4 CO2 CO C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i- C5H12 n- C5H12 C6H14 N2 H2 Ar Total dry flow (kmol/hr) H2O Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet)

16.043 44.010 28.000 30.070 44.097 58.123 58.123 72.150 72.150 86.177 28.013 2.016 39.948

18.015

Outlet

Flow Wet BM * Flow (Kmol/hr) Dry (%) (%) Xi Wet (Kmol/hr) 960.737 79.249 18.643 2.991 443.246 70.396 5.807 1.366 0.601 466.404 0.000 0.000 0.000 0.000 435.121 61.683 5.088 1.197 0.360 0.000 32.898 2.714 0.638 0.281 0.000 6.283 0.518 0.122 0.071 0.000 7.082 0.584 0.137 0.080 0.000 2.399 0.198 0.047 0.034 0.000 1.599 0.132 0.031 0.022 0.000 3.084 0.254 0.060 0.052 0.000 16.145 1.332 0.313 0.088 23.189 47.045 3.881 0.913 0.018 2707.667 2.946 0.243 0.057 0.023 0.000

1212.296 76.476 13.777

3941.160

Dry Wet (%) (%) 10.876 6.499 11.444 6.839 10.676 6.380 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.569 0.340 66.436 39.701 0.000 0.000

4075.626 40.242 7.250

2744.558

5153.456

Massa total wet (kg/hr)

6820.185

18.398

13.984

94812.560

95372.268

6. Secondary Reformer Inlet Secondary = Outlet Primary Reformer + Udara Proses

sistem Outlet primary reformer Udara proses Total

flow (kmol/hr)

mol unsur (kmol/hr) C

H

6820.185 1344.770398 12677.43517

1873.828857 0.374765771 8694.014 1345.145

0 12677.435

BM * Xi Wet 1.043 3.010 1.786 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.095 0.800 0.000

O 4112.486501

787.3828857 4899.869

Outlet Secondary Reformer Komponen CO2

Komposisi (%Vol) 7.45

CO

14.75

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

54.69 0.3 22.54 0.27 100 Inlet

komponen

BM

CH4

16.043

CO2

44.010

CO

28.000

N2

28.013

H2 Ar O2 Total dry flow (kmol/hr)

2.016 39.948 31.999

H2O Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet) Massa total wet (kg/hr)

18.015

Outlet

BM * Flow Flow Dry Wet Xi (Kmol/ (Kmol/hr) (%) (%) Wet hr) 443.246 7.451 5.099 0.818 17.935 445.39 466.404 7.840 5.365 2.361 3 881.81 435.121 7.314 5.005 1.401 7 1959.6 1485.525 24.971 17.088 4.787 31 3175.5 2707.667 45.515 31.146 0.628 80 17.614 0.296 0.203 0.081 0.000 393.317 6.612 4.524 1.448 0.000

5948.893 2744.558

31.570 5.687

8693.451

BM * Dry Wet Xi (%) (%) Wet 0.277 0.186 0.030 6.873

4.613 2.030

13.608

9.132 2.557

30.240 20.295 5.685 49.003 32.887 0.663 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

6480.356 3175.5 80

32.887 5.925

9655.936

17.211

16.890

149626.072

163085.525

7. HTSC Inlet HTSC = Outlet Secondary Reformer

sistem Outlet secondary reformer Total

flow mol unsur (kmol/hr) (kmol/hr) C 9655.936 1345.145164 9655.936

1345.145

Outlet HTSC Komponen CO2

H

O

12774.06134

4948.182471

12774.061

4948.182

Komposisi (%Vol) 16.41

CO

3.64

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

59.08 0.27 20.35 0.25 100 Inlet

komponen

BM

CH4 CO2 CO N2 H2 Ar Total dry flow (kmol/hr) H2O Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet)

16.043 44.010 28.000 28.013 2.016 39.948

Massa total wet (kg/hr)

18.015

Flow (Kmol/hr) 17.935 445.393 881.817 1959.631 3175.580 0.000

3175.580

Dry (%) 0.277 6.873 13.608 30.240 49.003 0.000

Outlet

Wet BM * Xi Flow (%) Wet (Kmol/hr) 0.186 0.030 17.873 4.613 2.030 1086.311 9.132 2.557 280.655 20.295 5.685 1964.983 32.887 0.663 3856.377 0.000 0.000 24.140

6480.356 32.887

9655.936

5.925

3175.580

Dry (%) 0.247 15.024 3.882 27.177 53.336 0.334

Wet (%) 0.172 10.439 2.697 18.883 37.059 0.232

BM * Xi Wet 0.028 4.594 0.755 5.290 0.747 0.093

7230.338 30.517 5.498

10405.919

16.890

17.004

163085.525

176945.539

8. LTSC Inlet LTSC = Outlet HTSC flow mol unsur sistem (kmol/hr) (kmol/hr) C H Outlet secondary 10405.919 1384.838641 14135.40812 reformer Total 10405.919 1384.839 14135.408

O 5628.85586 5628.856

Outlet LTSC Komponen CO2

Komposisi (%Vol) 19.05

CO

0.35

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

60.38 0.26 19.71 0.25 100

Inlet Flow (Kmol/hr )

komponen

BM

CH4

16.043

CO2

44.010 1090.811

CO

28.000

N2

28.013 2260.746

H2

2.016

Ar Total dry flow (kmol/hr)

39.948

H2O

41.981

Dry (%)

Outlet Wet (%)

0.528 13.72 0

0.366

4218.250

3.947 28.43 6 53.05 7

2.733 19.69 2 36.74 3

24.798

0.312

0.216

313.772

18.015 3530.059

9.501

7950.358 30.74 9

BM * Xi Wet 0.05 9 4.18 2 0.76 5 5.51 6 0.74 1 0.08 6

Flow (Kmol/hr )

0.576 17.24 4

0.399 11.94 2

4799.888

4.312 30.49 8 60.37 3

2.986 21.12 0 41.80 9

27.553

0.347

0.240

BM * Xi Wet 0.06 4 5.25 6 0.83 6 5.91 6 0.84 3 0.09 6

9011.701 28.14 6

5.07 1

45.826 1370.952 342.818 2424.664

5.53 9 3530.059

Dry (%)

Wet (%)

Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet) Massa total wet (kg/hr)

11480.417

12541.759

16.888

18.081

193884.623

226771.950

Seksi CO2 Removal •

Menghitung Flow CO2 Produk Flow masuk Absorber = 32143 Nm3 / hr = 1434,05907 kmol / hr H2O yang ikut aliran •

Temperatur (TI 3011)

= 70oC

•

Tekanan uap murni (steam table dengan T = 70oC)

= 31,16 kPa = 0,30748688 atm

•

Tekanan sistem (PG 3025)

= 31 kg/cm2 = 29,99917393 atm

•

yH2O

= tekanan uap murni / tekanan sistem = 0,010249845

•

nH2O

= yH2O x Flow masuk absorber = 14,69888305

•

Hasil Analisa Lab CO2 Produk Komponen

Komposisi

CO2

98,9896

CO

0,0047

H2

0,8125

CH4

0,0002

N2

0,1825

Ar

0,0105

TOTAL

100

•

Flow Rate per Komponen CO2 Produk Komponen

%mol

BM

CO2

99,84

44,01

CO

0,0045

28

0,065

0,004452779

H2

0,15

2,016

2,151

0,148425966 0,041578566

0,0091 16,043

0,130

0,009004509 0,001622162

28,013

0,143

0,009895064 43,52179173

0,0219 39,948

0,314

0,021670191 0,008656808

18,015

14,699

1,014228752 18,27133096

CH4 N2 Ar

0,01

H2O TOTAL •

Flow

%wet

BM*Xi wet

1431,765 98,79232274 43,47850124

1449,267

100

8,9768E-05

105,3235712

Menghitung Flow Gas Output Absorber ke Metanator •

Hasil Analisa Lab Output Absorber Komponen

Komposisi

CO2

0,05

CO

0,43

H2

74,54

CH4

0,32

N2

24,37

AR

0,29

total

100

H2O yang ikut aliran •

Temperatur

•

Tekanan uap murni (steam table dengan T = 70oC) = 8,639 kPa

= 43oC

= 0,085249652 atm •

Tekanan sistem (PG 3025)

= 0,28 kg/cm2 = 2,7096 x 10-7 atm

•

nCH4 = 18,314

•

nCO

= 288,056

•

nAr

= 24,140

•

nH2

= H2 in – H2 CO2 Produk = 4371,866

•

nN2

= N2 in – N2 CO2 Produk = 2050,863

•

nCO2 = 15,890

•

nH2O = tekanan uap murni / tekanan sistem = 314620,4743

•

Flow Rate per Komponen Gas Outlet Absorber ke Metanator

Komponen

BM

Flow

Dry

CH4

16,043

18,314

0,270555402 8,59939E-07

CO2

44,01

15,890

0,234740852 7,46106E-07 3,28361E-07

CO

28

288,056

4,255437693 1,35256E-05 3,78716E-06

N2

28,013

2050,863

30,29729681 9,62976E-05 2,69759E-05

H2

2,016

4371,866

64,58535262

Ar

39,948

24,140

0,00020528

BM*Xi Wet 1,3796E-07

4,13844E-06

0,356616627 1,13348E-06 4,52802E-07

Total Dry Flow H2O

Wet

6769,129 18,015 2129706611

99,99968216 18,01494274

Total Wet Flow

2129713380,114

BMi*Xi wet

18,01497856

Massa total wet

38366740884

Jumlah CO2 di Seksi CO2 Removal -

CO2 Produk ke Urea = 1431,765

-

CO2 yang ter absorb = CO2 Produk ke Urea – CO2 outlet absorber ke metanator = 1415,875

Flow Semi Lean = 1429 Flow Lean

= 241

Total Amine

= 0,37 (Data Lab)

Flow MDEA

= (Flow Semi Lean + Flow Lean) x Total Amine = 617,9

Carrying Capacity Absorber

= CO2 ter absorb / Flow MDEA = 2,291 kmol CO2 / m3 MDEA

CO2 Leak

= (CO2 outlet absorber ke metanator / CO2 produk) x

100% = 0,055% % CO2 ter absorb

= (CO2 yang ter absorb / CO2 produk) x 100% = 98,890%

Data Aktual (10 Agustus 2019) 1. Data Komponen Natural Gas FIC 2001 = 27300 NM3/H Komponen CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 C6H14 Total

Xi (%mol) 3.098 0.051 90.541 2.818 1.950 0.418 0.514 0.198 0.131 0.281

BMi 44.010 28.000 16.043 30.070 44.097 58.124 58.124 75.151 75.151 86.177

100.000

2. Steam Proses FIC 2004 =61065 kg/h =3386.899 kmol/h Komponen H2O TOTAL

Xi (%mol) BMi 100 18.015 100 18.015

3. H2 Recycle FIC 2007

=1562 kg/h = 69.688kmol/h

Komponen Xi (%mol) 85.39 H2 1.31 CH4 11.93 N2 1.37 Ar TOTAL 100

BMi 2.016 16.043 28.013 39.948 86.02

4. Udara Proses FIC 2009 =40149 kg/h =1791.246 kmol/h Komponen N2 O2 Ar CO2 H2O TOTAL

Xi (%mol) 77.9097 20.975 0.935 0.0327 0.1476

100

BMi 28.013 31.999 39.948 44.01 18.015 161.985

5. Primary Reformer Komposisi Gas Masuk Primary Reformer Inlet = Gas Proses + Steam Proses + H2 Recyle SISTEM GAS PROSES STEAM PROSES H2 RECYCLE TOTAL

Flow (Kmol/hr)

mol unsur C (Kmol/hr)

mol unsur H (Kmol/hr)

mol unsur O (Kmol/hr)

1217.989

1366.389

5016.579

75.467

3386.899806

0

6773.799611

3386.899806

69.68858749

0.912920496

122.6658517

0

4674.57715

1367.301

11913.044

3462.366

Analisa Outlet Primary Reformer Komponen CO2 CO H2 CH4 N2 Ar TOTAL

Komposisi (%Vol) 10.84 9.2 65.43 14.32 0.2 0.01

100

Neraca massa tiap atom/unsur C → nC(in) = nCH4 (out) + nCO(out)+nCO2(out) O → nO(in) =nH2O(out)+nCO(out)+2nCO2(out) H → nH(in) = 2nH2(out)+2nH2O(out)+4nCH4(out) Ar → nAr(in) = nAr(out) N → nN2(in) = nN2(out)

Inlet kompone n

BM

Flow (Kmol/hr )

Outlet Wet (%)

BM * Xi Wet

85.673

23.608

3.787

569.842

14.388

9.200

44.010 28.000 30.070 44.097 58.123 58.123 72.150 72.150 86.177 28.013 2.016

1103.69 2 38.319 0.000 34.323 23.751 5.091 6.260 2.412 1.596 3.423 8.935 59.507

2.974 0.000 2.664 1.844 0.395 0.486 0.187 0.124 0.266 0.694 4.619

0.820 0.000 0.734 0.508 0.109 0.134 0.052 0.034 0.073 0.191 1.273

0.361 0.000 0.221 0.224 0.063 0.078 0.037 0.025 0.063 0.054 0.026

0.955

0.074

0.020

0.008

366.099 9.244 431.361 10.892 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 9.349 0.236 2583.29 65.228 3 0.467 0.012 1288.263

5.911 6.964 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.151 41.70 7 0.008

16.043

Dry (%)

CH4 CO2 CO C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i- C5H12 n- C5H12 C6H14 N2

16.043 44.010 28.000 30.070 44.097 58.123 58.123 72.150 72.150 86.177 28.013

H2 Ar Total dry flow (kmol/hr)

2.016 39.948

39.948

H2O

18.015

18.015 3386.90 0

72.445

Flow (Kmol/hr )

Dry (%)

13.051 2233.54 6

Wet (%)

BM * Xi Wet

36.06 0

4675.163

Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet)

17.997

18.398 84139.640

Massa total wet (kg/hr)

94812.560 6. Secondary Reformer Inlet Secondary = Outlet Primary Reformer + Udara Proses flow (kmol/hr)

sistem Outlet primary reformer Udara proses Total

mol unsur (kmol/hr) C

H

O

6193.957

1367.301428

11913.04448

3397.105203

1791.246542

0.585737619

0

752.5993998

7985.204

1367.887

11913.044

4149.705

Outlet Secondary Reformer Komponen CO2

Komposisi (%Vol) 7.46 13.1

CO

54.67 0.65 23.85 0.27

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

100 Inlet

komponen

BM

CH4 CO2 CO N2 H2

16.043 44.010 28.000 28.013 2.016

Flow (Kmol/hr) Dry (%) 569.842 9.913 366.099 6.369 431.361 7.504 1404.904 24.440 2583.293 44.939

Outlet Wet (%) 7.139 4.587 5.404 17.601 32.364

BM * Xi Flow Wet (Kmol/hr) 1.145 41.920 2.019 481.114 1.513 844.853 4.931 1904.471 0.652 3530.059

Dry (%) 0.616 7.073 12.420 27.997 51.894

Wet (%) 0.406 4.656 8.177 18.432 34.165

BM * Xi Wet 0.065 2.049 2.289 5.163 0.689

Ar 39.948 O2 31.999 Total dry flow (kmol/hr) H2O 18.015 Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet) Massa total wet (kg/hr)

17.216 375.714

2233.546

0.299 6.536

0.216 0.086 4.707 1.506

5748.428 27.982 5.041

0.000 0.000

0.000 0.000

6802.417 34.165 6.155

3530.059

7981.974

10332.476

16.893

16.411

134843.120

169562.800

7. HTSC Inlet HTSC = Outlet Secondary Reformer

sistem Outlet secondary reformer Total

flow mol unsur (kmol/hr) (kmol/hr) C

H

O

10332.476

1367.887165

14287.91584

5337.140286

10332.476

1367.887

14287.916

5337.140

Outlet HTSC Komponen

0.000 0.000 0.000 0.000

Komposisi (%Vol)

CO2 CO

15.59 3.36

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

58.33 0.6 21.88 0.24 100

Inlet komponen

BM

CH4 CO2 CO N2 H2 Ar Total dry flow (kmol/hr) H2O Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet)

16.043 44.010 28.000 28.013 2.016 39.948

18.015

Flow (Kmol/hr) 41.920 481.114 844.853 1904.471 3530.059 0.000

Dry (%) 0.616 7.073 12.420 27.997 51.894 0.000

Outlet Wet BM * Flow (%) Xi Wet (Kmol/hr) 0.406 0.065 41.981 4.656 2.049 1090.811 8.177 2.289 313.772 18.432 5.163 2260.746 34.165 0.689 4218.250 0.000 0.000 24.798

6802.417 34.165

3530.059

6.155

3530.059

10332.476

Massa total wet (kg/hr)

Dry (%) 0.528 13.720 3.947 28.436 53.057 0.312

11480.417

16.411

16.888

169562.800

193884.623

Outlet secondary reformer

flow (kmol/hr) 11480.417

mol unsur (kmol/hr) C 1446.564432

H 15664.54194

Outlet LTSC Komponen

Komposisi (%Vol)

CO2 CO

17.95 0.39

H2 CH4 N2 Ar TOTAL

59.7 0.6 21.12 0.24 100

BM * Xi Wet 0.059 4.182 0.765 5.516 0.741 0.086

7950.358 30.749 5.539

8. LTSC Inlet LTSC = Outlet HTSC mol unsur (kmol/hr) flow sistem (kmol/hr) sistem

Wet (%) 0.366 9.501 2.733 19.692 36.743 0.216

O 6025.453337

Inlet

0.528 13.72 0

0.366

0.059

9.501

4.182

2.733 19.69 2 36.74 3

0.765

4218.250

3.947 28.43 6 53.05 7

0.741

342.818 4.312 2.986 2424.66 30.49 21.12 4 8 0 4799.88 60.37 41.80 8 3 9

24.798

0.312

0.216

0.086

27.553 0.347 0.240

BM * Xi Wet 0.06 4 5.25 6 0.83 6 5.91 6 0.84 3 0.09 6

5.539

9011.701 3530.05 28.14 9 6

5.07 1

komponen

BM

CH4

16.043

41.981

CO2

44.010

1090.811

CO

28.000

313.772

N2

28.013

2260.746

H2

2.016

Ar Total dry flow (kmol/hr)

39.948

H2O Total wet flow (kmol/hr) ∑ ( BMi * Xi wet) Massa total wet (kg/hr)

18.015

Outlet

Flow (Kmol/hr)

Dry (%)

3530.059

Wet (%)

7950.358 30.74 9 11480.417

BM * Xi Wet

5.516

Flow (Kmol/h r)

Dry (%)

Wet (%)

45.826 0.576 0.399 1370.95 17.24 11.94 2 4 2

12541.759

16.888

18.081

193884.623

226771.950

Seksi CO2 Removal •

Menghitung Flow CO2 Produk Flow masuk Absorber = 159763 Nm3 / hr = 7127,821897 kmol / hr H2O yang ikut aliran •

Temperatur (TI 3011)

= 50oC

•

Tekanan uap murni (steam table dengan T = 50oC)

= 12,34 kPa = 0,12177112 atm

•

Tekanan sistem (PG 3025)

= 30 kg/cm2 = 29,03145864 atm

•

yH2O

= tekanan uap murni / tekanan sistem = 0,004194454

•

nH2O

= yH2O x Flow masuk absorber = 29,8973216

•

Hasil Analisa Lab CO2 Produk Komponen

Komposisi

CO2

98,9113

CO

0,0046

H2

0,8709

CH4

0,009

N2

0,195

Ar

0,0092

TOTAL

100

•

Flow Rate per Komponen CO2 Produk Komponen %mol

BM

%wet

BM*Xi wet

CO2

98,5846 44,01

7026,935 98,17281862 43,20585748

CO

0,0045

28

0,321

0,004481204 9,03411E-05

H2

0,9672

2,016

68,940

0,963160069 0,26981003

CH4

0,0091

16,043 0,649

0,00906199

N2

0,4127

28,013 29,417

0,410976179 43,47739036

Ar

0,0219

39,948 1,561

0,021808525 0,00871207

18,015 29,897

0,417693412 7,524746811

H2O TOTAL •

Flow

7157,719 100

0,001632517

94,48823961

Menghitung Flow Gas Output Absorber ke Metanator •

Hasil Analisa Lab Output Absorber Komponen Komposisi CO2

0,01

CO

0,45

H2

72,52

CH4

0,71

N2

26,02

AR

0,29

TOTAL

100

H2O yang ikut aliran •

Temperatur

•

Tekanan uap murni (steam table dengan T = 70oC) = 8,639 kPa

= 43oC

= 0,085249652 atm •

Tekanan sistem (PG 3025)

= 0,28 kg/cm2 = 2,7096 x 10-7 atm

•

nCH4 = 45,826

•

nCO

= 342,818

•

nAr

= 24,798

•

nH2

= H2 in – H2 CO2 Produk

= 4730,948 •

nN2

= N2 in – N2 CO2 Produk = 2395,247

•

nCO2 = 2,851

•

nH2O = tekanan uap murni / tekanan sistem = 314620,4743

•

Flow Rate per Komponen Gas Outlet Absorber ke Metanator

Komponen CH4 CO2 CO N2 H2 Ar Total Dry Flow H2O Total Wet Flow BMi*Xi wet Massa total wet

BM 16,043 44,01 28 28,013 2,016 39,948

Flow 45,826 2,851 342,818 2395,247 4730,948 24,798

Dry Wet BM*Xi Wet 0,607567345 1,93111E-06 3,09807E-07 0,037803446 1,20155E-07 5,28804E-08 4,545155647 1,44464E-05 4,045E-06 31,75672863 0,000100936 2,82753E-05 62,72396825 0,000199363 4,01916E-06 0,32877668 1,04499E-06 4,17453E-07 7542,488 18,015 2373021186 99,99968216 18,01494274 2373028728,360 18,01497986 42750064749 Jumlah CO2 di Seksi CO2 Removal -

CO2 Produk ke Urea = 7026,935

-

CO2 yang ter absorb = CO2 Produk ke Urea – CO2 outlet absorber ke metanator = 7024,083

Flow Semi Lean = 1583 Flow Lean

= 261,3

Total Amine

= 0,3814 (Data Lab)

Flow MDEA

= (Flow Semi Lean + Flow Lean) x Total Amine = 703,41602

Carrying Capacity Absorber

= CO2 ter absorb / Flow MDEA = 10,014 kmol CO2 / m3 MDEA

CO2 Leak

= (CO2 outlet absorber ke metanator / CO2 produk) x 100% = 0,040%

% CO2 ter absorb = (CO2 yang ter absorb / CO2 produk) x 100% = 99,959%