Laporan Umum Untuk Pkt

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur ii

LEMBAR PENGESAHANCATATAN / KOMENTAR :

Tempat Kerja Praktek : PT. Pupuk Kalimantan Timur Tanggal Mulai Kerja Praktek : 4 Juli 201 Tanggal Akhir Kerja Praktek : Telah diperiksa dan disetujui,

Dosen Pembimbing Pembimbing di Perusahaan Nama : Dr. Danu Ariono Tanda Tangan : Nama : Dinda Elefani, ST.Tanda Tangan :

Tanggal

:

Tanggal

:

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur iii

LEMBAR PENGESAHAN PT PUPUK KALIMANTAN TIMUR

Laporan Kerja Praktek ini telah diperiksa dan disetujui oleh : PT. Pupuk Kalimantan Timur

Bontang, Agustus 2011

MENGETAHUI,

Pembimbing

Dinda Elefani, ST.

MENGESAHKAN

Kepala Departemen Pengendalian Proses

Manager Diklat & M. Pengetahuan

Ir. Rusli

Ir. Agus Subekti, M Si

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur iv

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yang Maha Esa yang telah melimpahkan rahmat dan karunia-Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan Kerja Praktek di PT Pupuk Kalimantan Timut selama kurang lebih dua bulan pada periode Juli Agustus 2011. Pelaksanaan Kerja Praktek ini merupakan salah satu tugas akhir pendidikan sarjana di Program Studi Teknik Kimia Institut Teknologi Bandung. Laporan ini tersusun atas laporan umum mengenai proses proses pada PT Pupuk Kalimantan Timur dan laporan tugas khusus Evaluasi Energi Primary Reformer Sebelum dan Sesudah Turn Around (TA) Periode Juni Juli 2011. Laporan ini dibuat berdasarkan hasil pengamatan dan pembelajaran yang dilakukan penulis selama melaksanakan kerja praktek di PT Pupuk Kalimantan Timur. Data dan informasi yang terdapat dalam laporan ini diperoleh melalui pengamatan langsung, analisa, studi literatur, serta diskusi dengan karyawan PT Pupuk Kalimantan Timur. Pada kesempatan ini penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada PT Pupuk Kalimantan Timur atas kesempatan yang diberikan kepada penulis untuk melaksanakan kerja praktek. Selain itu, penulis juga ingin mengucapkan terima kasih kepada pihak pihak berikut.

1. Dr. IGBN Makertihartha, Ketua Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Insitut Teknologi Bandung. 2. Dr. Irwan Noezar, Koordinator Kerja Praktek di Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Bandung. 3. Dr. Danu Ariono, Dosen Pembimbing Kerja Praktek di Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Bandung. 4. Dinda Elefani, ST., Pembimbing Kerja Praktek di Departemen Pengendalian Proses PT Pupuk Kalimantan Timur. 5. Ir. Rusly, Kepala Departemen Pengendalian Proses PT Pupuk Kalimantan Timur. 6. Ir. Sri Mukartiningsih, Wakil Kepala I Departemen Pengendalian Proses PT Pupuk Kalimantan Timur.

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur v

7. Ir. I Ketut Kusnaya, MT., Kepala Departemen Operasi Kaltim-1 PT Pupuk Kalimantan Timur 8. Bapak Mochamad Muin, SH. (Wakabag Utilitas Kaltim-1), Bapak Endro Wijanarko (Wakabag Amonia Kaltim-1), serta Bapak Masimin (Foreman Urea Kaltim-1) yang telah meluangkan waktu di tengah-tengah kesibukannya untuk menjelaskan proses pabrik kepada penulis. 9. Karyawan Departemen Operasi Kaltim-1 dan Departemen Pengendalian Proses yang selalu membantu penulis selama melaksanakan kerja praktek ini. 10. Kakak-kakak On Job Training 2011 yang selalu membagikan ilmunya dan siap untuk berdiskusi selama penulis mempelajari proses-proses PT Pupuk Kalimantan Timur. 11. Orang tua yang selalu memberikan dukungan selama penulis menempuh pendidikan di Teknik Kimia ITB, serta selama kerja praktek ini. 12. Semua pihak yang telah membantu pelaksanaan kerja praktek ini yang tidak bisa disebutkan satu-persatu.

Penulis menyadari bahwa laporan yang disusun ini masih jauh dari kesempurnaan. Maka dari itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun, supaya laporan ini dapat bermanfaat nantinya.

Bontang, Agustus 2011

Penulis

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur vi

DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN .............................................................................................. ii KATA PENGANTAR ..................................................................................................... iv DAFTAR ISI .................................................................................................................... vi DAFTAR GAMBAR .....................................................................................................viii DAFTAR TABEL ............................................................................................................ ix 1 BAB I PENDAHULUAN.......................................................................................... 1 1.1 1.2 Sekilas tentang PT Pupuk Kalimantan Timur .................................................... 1 Kegiatan Kerja Praktek ...................................................................................... 2 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek .............................................................. 2 Ruang Lingkup Kerja Praktek ..................................................................... 3 Waktu dan Tempat Pelaksanaan ................................................................. 3

1.2.1 1.2.2 1.2.3 2

BAB II........................................................................................................................ 4 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 Unit Penyedia Udara Pabrik dan Udara Instrumen ............................................ 5 Unit Pompa Laut ................................................................................................ 7 Unit Klorinasi ..................................................................................................... 9 Unit Sweet Cooling Water (SCW) ................................................................... 11 Unit Desalinasi ................................................................................................. 13 Unit Desalinasi Lama ................................................................................ 13 Unit Desalinasi Baru ................................................................................. 15

2.5.1 2.5.2 2.6 2.7

Unit RO (Reverse-Osmosis) ............................................................................. 15 Unit Demineralisasi .......................................................................................... 17 Tangki RC (Raw Condensate) .................................................................. 17 Mixed Bed Filter (F-1303 ABC) ............................................................... 19

2.7.1 2.7.2 2.8 2.9 3

Unit Pembangkit Steam (Boiler Denaeyer)...................................................... 20 Unit Pembangkit Listrik (Power House) .......................................................... 23

BAB III .................................................................................................................... 25 3.1 3.2 Unit Desulfurisasi ............................................................................................. 27 Unit Pembentukan Gas Sintesis (Reforming Unit) ........................................... 29 Primary Reformer...................................................................................... 30 Secondary Reformer.................................................................................. 32

3.2.1 3.2.2 3.3

Unit CO Shift Conversion ................................................................................ 34

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur vii

3.3.1 3.3.2 3.4 3.5 3.6 3.7 4

High Temperature Shift Converter (D-1003) ............................................ 35 Low Temperature Shift Conversion .......................................................... 36

Unit CO2 Removal ............................................................................................ 38 Unit Metanasi ................................................................................................... 44 Unit Sintesis Amonia........................................................................................ 45 Unit Refrigerasi Amonia .................................................................................. 50

BAB IV .................................................................................................................... 52 4.1 Penyiapan Bahan Baku ..................................................................................... 52 Penyiapan Umpan Karbon Dioksida ......................................................... 53

4.1.1 4.2 4.3 4.4

Penyiapan Umpan Amonia ............................................................................... 54 Sintesis Amonia ................................................................................................ 55 Resirkulasi ........................................................................................................ 59 Resirkulasi Tingkat Pertama ..................................................................... 60 Resirkulasi Tingkat Kedua ........................................................................ 62

4.4.1 4.4.2 4.5

Evaporasi .......................................................................................................... 64 Evaporasi Tingkat Pertama ....................................................................... 66 Evaporasi Tingkat Kedua .......................................................................... 67

4.5.1 4.5.2 4.6 4.7

Prilling & Fluidisasi ......................................................................................... 67 Waste Water Treatment .................................................................................... 69

DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................................... 73

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur viii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2. 1 Diagram Neraca Massa unit RO............................................................................. 17

Gambar 3. 1 Diagram Proses Pembuatan Amonia ...................................................................... 26 Gambar 3. 2 Penampang ammonia converter ............................................................................. 48

Gambar 4. 1 Diagram tiga fasa amonia-CO2-Urea.H2O ............................................................. 57 Gambar 4. 2 Diagram alir resirkulasi tingkat pertama ................................................................ 60 Gambar 4. 3 Diagram alir resirkulasi tingkat kedua ................................................................... 62 Gambar 4. 4 Diagram alir evaporasi tingkat pertama ................................................................. 66 Gambar 4. 5 Diagram alir evaporasi tingkat kedua..................................................................... 67 Gambar 4. 6 Diagram alir proses prilling dan fluidisasi ............................................................ 68 Gambar 4. 7 Diagram alir proses WWT ..................................................................................... 70

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur ix

DAFTAR TABEL

Tabel 3. 1 Komposisi keluaran primary reformer ...................................................................... 31 Tabel 3. 2 Komposisi keluaran secondary reformer ................................................................... 33 Tabel 3. 3 Komposisi keluaran HTSC ........................................................................................ 36 Tabel 3. 4 Tabel Komposisi Keluaran LTSC.............................................................................. 37 Tabel 3. 5 Komposisi larutan Benfield desain ............................................................................ 39 Tabel 3. 6 Komposisi larutan Benfield aktual............................................................................. 39 Tabel 3. 7 Komposisi gas keluaran absorber .............................................................................. 41 Tabel 3. 8 Spesifikasi produk CO2 .............................................................................................. 41

Tabel 4. 1 Komposisi keluaran reaktor ....................................................................................... 58 Tabel 4. 2 komposisi keluaran resirkulasi tingkat pertama ......................................................... 61 Tabel 4. 3 Komposisi keluaran resirkulasi tingkat kedua ........................................................... 63 Tabel 4. 4 Komposisi keluaran resirkulasi tingkat kedua ........................................................... 64

Laporan Umum Kerja Praktek PT Pupuk Kalimantan Timur 1

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1

Sekilas tentang PT Pupuk Kalimantan Timur Penemuan-penemuan ladang minyak dan gas alam yang mewarnai pesisir Kalimantan Timur sekitar tahun 1970-an membuat pemerintah Indonesia berkeinginan untuk membangun pabrik pupuk kimia. Pembangunan pabrik pupuk kimia ini dicetuskan sebagai upaya untuk memenuhi kebutuhan pupuk dalam negeri secara swasembada, mengingat kebutuhan pupuk dalam negeri kian meningkat diiringi dengan impor pupuk yang meningkat pula akibat produksi pupuk dalam negeri tidak mampu mencukupinya. Tahun 1974, pemerintah melalui Pertamina mulai mendirikan pabrik pupuk buatan di Bontang. Ide awal pembuatan pabrik pupuk ini sangat menarik, yaitu direncanakan dibuat terapung di atas kapal. Dasar pertimbangan dari konsep pabrik terapung ini adalah kondisi cadangan gas alam yang sedikit-sedikit namun di banyak tempat dan kondisi tanah berawa yang dimiliki kota Bontang. Rencananya, pabrik terapung tersebut merupakan kesatuan unit pabrik dan pergudangan terapung yang terintegrasi sedemikian rupa sehingga unit-unit itu akan saling melengkapi satu dengan yang lain. Rencana pabrik terapung tersebut mengalami hambatan di kemudian hari, sehingga dibutuhkan peninjauan ulang karena beberapa keterbatasan yang akan dialami oleh pabrik terapung tersebut (di antaranya korosi air laut, ombak dan pasang, keterbatasan ruang). Peninjauan ulang terhadap konsep pabrik terapung tersebut menyimpulkan bahwa harus dilakukan perubahan konsep mendasar dari konsep terapung menjadi konsep permanen di darat. Selanjutnya dibentuklah PT Pupuk Kalimantan Timur (Persero) menurut Peraturan Pemerintah RI No. 29/Tahun 1977 dan diresmikan pada tanggal 7 Desember 1977 dengan disaksikan oleh Sekretaris Jenderal Departemen Perindustrian, Ir. Achmad Slamet, di hadapan Notaris H. Januar Hamid, SH, dan ditandatangani oleh Dirjen Industri Kimia Dasar, Ir. Agus Sujono. Pabrik Pupuk Kalimantan Timur yang pertama kali dibangun adalah pabrik Kaltim1, yang dimulai pada tanggal 16 November 1979. Pabrik Kaltim-1 terdiri atas pabrik urea yang menggunakan proses Stami Carbon total recycle dan pabrik amonia yang menggunakan proses Lurgi. Khusus untuk Ammonia Synthesis Loop proses yang digunakan adalah Grande Proisse. Pabrik amonia yang berkapasitas 1500 ton/hari tersebut mulai berproduksi pada tanggal 20 Desember 1983, sedangkan pabrik urea yang berkapasitas 1700 ton/hari mulai berproduksi pada tanggal 5 April 1984.


Pabrik kedua yang mulai dibangun pada 24 April 1982 (pabrik Kaltim-2) direncanakan akan berkapasitas 1500 ton amonia per hari dan 1725 ton urea per hari. Proses yang digunakan untuk pabrik amonia Kaltim-2 adalah proses Kellog semi low energy process dan Stamicarbon stripping process untuk pabrik ureanya. Pabrik ini mulai memproduksi amonia pada 6 September 1984 dan mulai memproduksi urea pada 15 September 1984. Berdasarkan proyeksi penyediaan dan kebutuhan pupuk urea Nasional, mulai tahun 1987 Indonesia akan mengalami kekurangan pupuk, dan diperkirakan kekurangan pupuk nasional akan terus meningkat pada tahun-tahun berikutnya. Oleh karena itu perlu segera dicarikan jalan keluar agar kekurangan pupuk tidak bertambah parah, yang dapat mengurangi produktivitas pertanian di Indonesia. Dengan dasar pertimbangan tersebut, pemerintah memutuskan untuk membangun pabrik Kaltim3. Pabrik Kaltim-3 dirancang dengan kapasitas terpasang 1000 ton amonia per hari dan 1725 ton urea per hari yang akan memproduksi urea 570000 ton/tahun. Proses dalam pabrik amonia yang digunakan adalah proses Haldor Topsoe, sedangkan proses yang digunakan untuk pabrik ureanya adalah Stami Carbon stripping process. Sejalan dengan perkembangan waktu dan permintaan amonia dan urea yang terus meningkat, PT Pupuk Kalimantan Timur menambah pabrik baru, yaitu POPKA (Urea Granul) dan Kaltim-4. POPKA merupakan pabrik yang khusus menghasilkan urea granul untuk tujuan ekspor, sedang Kaltim-4 telah memproduksi amonia pada tahun 2002 dan urea pada tahun 2003. Dengan tambahan pabrik ini, maka saat ini total kapasitas produksi amonia secara keseluruhan adalah 1.850.000 ton dan 2.980.000 ton urea per tahun. Kapasitas tersebut akan bertambah 4-5 tahun ke depan karena PT Pupuk Kalimantan Timur sedang menyusun rancangan pabrik Kaltim-5. Selain pabrik amonia dan pabrik urea, area utilitas pabrik juga dibangun berbarengan dengan pendirian masing-masing pabrik, seperti boiler, pembangkit listrik, penyedia air (unit desalinasi, dll), unit pemurnian hidrogen, unit pemisah udara, dan sebagainya.

1.2 1.2.1

Kegiatan Kerja Praktek Maksud dan Tujuan Kerja Praktek

Kerja praktek yang dilaksanakan dalam lingkup pendidikan S1 Teknik Kimia mempunyai maksud dan tujuan sebagai berikut : Dapat mengaplikasikan ilmu yang didapat dalam dunia perkuliahan ke dalam dunia kerja.


-

Memahami kondisi kerja dalam sebuah perusahaan proses kimia yang akan dihadapi kelak setelah lulus dari pendidikan S1 Teknik Kimia. Melihat secara langsung kondisi aktual di lapangan dalam upaya menambah pengalaman dan juga wawasan keilmuan.

1.2.2

Ruang Lingkup Kerja Praktek

Ruang lingkup kerja praktek di PT Pupuk Kalimantan Timur, meliputi kegiatan: 1. Orientasi lapangan pabrik Amonia, pabrik Urea, dan sistem utilitas di Departemen Operasi Kaltim-1. 2. Pelaksanaan tugas khusus dengan judul Evaluasi Energi Primary Reformer Sebelum dan Sesudah Turn Around (TA) Periode Juni Juli 2011 di Departemen Pengendalian Proses.

1.2.3

Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Kerja praktek ini berlangsung mulai tanggal 4 Juli 2011 dan berakhir pada tanggal 5 September 2011 bertempat di Departemen Pengendalian Proses PT Pupuk Kalimantan Timur, Bontang, Kalimantan Timur.


2

BAB II

DESKRIPSI PROSES UTILITAS

Pabrik utilitas Kaltim-1 beroperasi sebagai penunjang berjalannya pabrik Urea Kaltim-1 juga pabrik Amonia Kaltim-1. Pabrik utilitas ini menyediakan udara, steam, listrik, dan air sebagai bahan pendukung berlangsungnya proses pembuatan amonia dan urea. Namun, tidak semua utilitas/kebutuhan pabrik Urea dan Amonia Kaltim-1 dipenuhi oleh pabrik Utilitas Kaltim-1. Beberapa kebutuhan dipenuhi sendiri oleh masing-masing pabrik, seperti sebagian steam untuk pabrik Amonia, dan sebagainya. Pada sejarah berdirinya Kaltim-1 (konsep pabrik terapung), tidak ada konsep mengenai pembangunan pabrik utilitas. Kaltim-1 semula hanya terdiri atas dua pabrik (yang berada di atas dua kapal), yaitu pabrik amonia dan pabrik urea. Utilitas dipecah pada masing-masing kapal tersebut. Ketika konsep pabrik terapung diubah menjadi pabrik darat, utilitas yang ada di kedua pabrik tersebut diambil kemudian dijadikan satu pabrik tersendiri, yaitu pabrik utilitas. Dalam keberjalanannya, kebutuhan utilitas pabrik amonia dan urea sering tidak dapat dipenuhi oleh pabrik utilitas Kaltim-1, sehingga dilakukan proses tie-in. Tie-in dilakukan dengan mengambil steam, air, udara, atau listrik dari pabrik Kaltim 2-4, POPKA, atau bahkan dari pabrik selain Pupuk Kaltim, seperti KPA, KMI, dan sebagainya. Pabrik utilitas saat ini dibagi menjadi 8 unit, yaitu: 1. Unit Penyedia Udara Pabrik dan Udara Instrumen 2. Unit Pompa Laut 3. Unit Klorinasi 4. Unit Sweet Cooling Water 5. Unit Desalinasi 6. Unit Demineralisasi 7. Unit Pembangkit Steam (Boiler Denaeyer) 8. Unit Pembangkit Listrik (Power House)


2.1

Unit Penyedia Udara Pabrik dan Udara Instrumen Pada umumnya, udara yang dibutuhkan pabrik Kaltim-1 dibagi menjadi tiga macam: a. Udara proses (Process Air). Udara proses berguna sebagai bahan baku proses pembuatan amonia pada pabrik amonia. b. Udara pabrik (Plant Air). Udara pabrik digunakan untuk pelayanan umum, seperti pembersihan filter, seeding system di pabrik urea, atau untuk utility station. c. Udara instrumen (Instrument Air). Udara instrumen digunakan untuk penggerak sebagian instrumentasi di Kaltim-1 yang bekerja dengan prinsip pneumatik. Pabrik utilitas hanya menyediakan udara pabrik dan udara instrumen, sementara udara proses dipenuhi sendiri kebutuhannya oleh pabrik amonia. Baik udara instrumen maupun udara pabrik diharapkan memenuhi persyaratan tekanan sebesar 8 kg/g.cm2, suhu 37oC, dan bebas minyak/lemak (oil free). Komposisi udara yang digunakan sebagai umpan adalah Nitrogen sebanyak 78%, Oksigen sebanyak 21%, dan sisanya inert (Karbon Dioksida, Argon, Helium, dll). Sedangkan kandungan uap air dipengaruhi oleh tekanan barometris, temperatur, dan kondisi lingkungan. Udara yang digunakan pada unit ini berasal dari kompresor G-1003 milik pabrik Amonia. Peralatan utama yang digunakan antara lain: Kompresor G-1003 pabrik Amonia Kompresor darurat GB-1902 dan Atlas Copco K-2030 Tangki penyimpan udara FA-1902 6 buah Instrument air dryer KA-1902 ABCDEF 2 buah Prefilter FD-1901 2 buah After filter FD-1902

Sebelum digunakan, udara instrumen khususnya harus dikeringkan terlebih dahulu untuk mencegah korosi pada instrumen user. Kering atau tidaknya udara ditandai dengan Dew Point atau temperatur saat udara terkondensasi. Setelah keluar dari pengering, diharapkan udara instrumen telah memiliki Dew Point kurang dari -40 oC atau memiliki konsentrasi H2O kurang dari 128 ppm


Uraian Proses Udara dari lingkungan dihisap kemudian ditekan menggunakan kompresor G1003 milik pabrik Amonia. Udara keluaran kompresor dialirkan dan ditampung di tangki penyimpan udara FA-1902. Dalam tangki penyimpan, terjadi pemisahan antara udara dengan air. Karena tekanan yang tinggi, air yang terkandung dalam udara akan terkondensasi di dasar tangki FA-1902. Air tersebut kemudian dibuang melalui water trap yang berada di dasar tangki FA-1902. Untuk udara pabrik, tidak dibutuhkan pemrosesan lebih lanjut untuk udara dari tangki FA-1902. Udara pabrik langsung didistribusikan ke user dari tangki FA1902 melalui kerangan HCV-1905. Sedangkan untuk udara instrumen, beberapa syarat harus dipenuhi, yaitu udara harus bebas dari debu, minyak, juga air. Udara untuk keperluan instrumentasi dialirkan dari tangki FA-1902 menuju prefilter FD-1901 terlebih dahulu, kemudian masuk ke dryer KA-1902 yang berisi activated alumina. Di dalam dryer, uap air dalam udara diserap oleh activated alumina sehingga diharapkan udara keluaran dryer hanya memiliki konsentrasi air maksimal 300 ppm atau memiliki dew point -32 oC. Keluar dari dryer, udara disaring kembali dalam after filter FD-1902 untuk menyaring activated alumina yang terbawa udara. Setelah melalui after filter, udara instrumen kemudian didistribusikan ke user. Tekanan pada tangki FA-1902 harus dijaga sebesar 8 bar, untuk memenuhi kualifikasi udara instrumen dan udara pabrik yang dibutuhkan. Bila tekanan udara instrumen mencapai 5,5 bar, dengan otomatis kerangan HCV-1905 ditutup (suplai udara pabrik dihentikan). Untuk mengembalikan tekanan pada tangki

penyimpanan, kompresor darurat GB-1902 dan/atau Atlas Copco K-2030 diaktifkan. Selain itu tekanan dalam tangki juga dapat dinaikkan dengan tie-in udara pabrik dari Kaltim-2. Bila tekanan udara instrumen tetap turun hingga mencapai 4,5 bar, back-up Nitrogen diinjeksikan ke dalam line udara instrumen, atau bisa juga dengan tie-in udara instrumen dari pabrik Kaltim-2.

Dryer KA-1902 secara otomatis beroperasi bergantian. Bila satu dryer beroperasi, maka yang satu lagi beregenerasi. Activated alumina yang berfungsi menyerap air


di dalam dryer, suatu saat akan mengalami kejenuhan sehingga tidak dapat menyerap air lagi. Untuk itu dibutuhkan regenerasi activated alumina dengan cara menurunkan tekanan dryer hingga tekanan atmosfir. Penurunan tekanan secara tiba-tiba tersebut menyebabkan pergantian kesetimbangan tekanan tinggi ke kesetimbangan tekanan rendah. H2O cair yang terserap dalam activated alumina akan menguap dan terbuang ke lingkungan. Regenerasi tersebut berlangsung setiap 3 menit.

2.2

Unit Pompa Laut Unit pompa laut bertujuan untuk memompa air laut untuk kemudian didistribusikan ke berbagai utilitas yang memerlukan air laut sebagai umpan ataupun sebagai pendingin. Kegunaan air laut (Sea Water) antara lain sebagai: Pendingin sweet cooling water dalam unit Marine Plate Heat exchanger dan kondensor turbin Umpan unit desalinasi untuk menjadi distilat Umpan unit klorinasi untuk menghasilkan NaOCl Pemakai lainnya di pabrik amonia, urea, dan unit 3000 (Air Separation Unit dan Ammonia Compressor) Peralatan utama unit pompa laut terdiri dari 5 pompa GA-4101 ABCDF bertekanan head 4,1 bar (4 jalan dan 1 unit standby), 2 pompa firewater GA-4180 bertekanan head 9 bar, serta 3 macam screen.

Uraian Proses Air laut pada Sea Water Intake masuk ke dalam Coarse Bar Screen untuk menyaring sampah-sampah atau binatang besar seperti ubur-ubur. Pada sea water intake ini diinjeksikan Sodium Hipoklorit yang bertujuan untuk mematikan pertumbuhan karang laut, rumput laut, ganggang, dan mikroorganisme dalam air laut. Injeksi sodium hipoklorit dilakukan secara terus-menerus (continuous dozing) sebanyak 1 ppm, dan sesekali diinjeksikan 10 ppm (shock dozing) untuk memberikan efek kejut dan menghilangkan efek kebal pada mikroorganisme dalam air laut. Dengan injeksi sodium hipoklorit diharapkan semua sistem


perpipaan yang menggunakan air laut tetap bersih dan terhindar dari pertumbuhan karang laut, rumput laut, ganggang, dan mikroorganisme lainnya. Setelah melalui coarse bar screen, air laut masuk ke rake screen yang bertujuan untuk mengambil sampah dalam coarse bar screen. Rake screen berfungsi seperti penggaruk, yang akan menutup sambil membawa sampah-sampah bila bergerak ke atas. Kotoran yang tertahan dalam rake screen kemudian akan dibuang ke parit (sewer). Air laut kemudian masuk melewati rotary band screen yang akan menyaring kotoran-kotoran berukuran lebih kecil seperti udang kecil atau daun. Kotoran akan menempel di wire mesh segment rotary screen, kemudian dibawa ke atas rotary screen. Di atas, wire mesh disemprot dengan air laut untuk merontokkan kotorankotoran yang menempel. Rotary screen memiliki dua macam kecepatan putar, yaitu high speed (16 rpm) dan low speed (8 rpm). Air laut yang telah disaring menggunakan rotary screen kemudian masuk ke dalam sea water basin, yaitu tempat penampungan air laut sekaligus sebagai suction pompa laut GA-4101 ABCDF. Level air di dalam basin harus selalu dijaga minimal 45% untuk menghindari kavitasi dan kerusakan pada pompa air laut. Level air dalam basin dikontrol oleh Pressure Differential Transmitter. Air laut kemudian dipompa ke user menggunakan pompa laut GA-1401 ABCDF, yaitu antara lain sebagai pendingin ke pabrik Urea (18561 m3/jam), pabrik Amonia (17322 m3/jam), unit 3000 & ASP (1200 m3/jam), dan unit utilitas (Power House, Cooling Water, Demineralisasi); atau sebagai umpan unit desalinasi dan klorinasi (47 m3/jam).

Selain pompa air laut utama GA-4101 ABCDF, terdapat pula 2 unit pompa firewater GA-4180. Fungsi dari pompa firewater adalah untuk: Pompa emergency fire hydrant Mengisi pipa header air laut saat start up dan sumber tie-in dengan Kaltim-2 Menyuplai air laut sementara ke unit 3000

Bila pabrik atau unit pompa laut menjalani Turn Around (TA), pengosongan sea water basin dapat dilakukan dengan memasang stop plate pada sea water intake agar air laut tidak masuk dan basin dapat dikosongkan.


2.3

Unit Klorinasi Unit klorinasi adalah unit tempat terjadinya pembentukan sodium hipoklorit yang diambil dari air laut melalui reaksi elektrolisis. Sodium hipoklorit tersebut nantinya akan digunakan pada injeksi awal air laut pada sea water intake untuk membunuh dan menghambat pertumbuhan kerang laut, ganggang laut, rumput laut, dan mikroorganisme lain. Seperti yang dijelaskan pada unit pompa laut, injeksi ada dua macam sodium hipoklorit, yaitu 1 ppm (continuous dozing) dan 10 ppm (shock dozing). Peralatan di dalam unit klorinasi antara lain: Pompa continuous dozing GA-4104 AS Pompa shock dozing GA-4105 AB Sel electrolyzer EL-3801 AB dan EL-3802 AB Separator D-3801 ABC Strainer R-01 Tangki HCl R-02 Tangki NaOCl R-03 AB

Reaksi elektrolisis terjadi di sel electrolyzer yang di dalamnya terdapat anoda dan katoda, terhubung dengan arus listrik searah dari rectifier. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut: Di anoda terjadi reaksi oksidasi, yang menyebabkan pelepasan elektron 2 2 klorit, serta air, yaitu: +2 + + + 2 + 2 +

Di katoda terjadi reaksi dan penerimaan elektron +2 2

Selanjutnya gas Cl2 dan ion OH bereaksi membentuk ion hipoklorit, ion

Sedangkan sodium dan gas hidrogen berada dalam larutan Secara keseluruhan, reaksi elektrolisis air laut adalah: + +


Uraian Proses Air laut dari unit pompa laut sejumlah 47 m3/jam masuk ke strainer R-01 untuk disaring lebih lanjut, kemudian masuk ke sel electrolyzer EL-3801 A. Reaksi elektrolisis terjadi di EL-3801 A karena ada arus searah dari rectifier sehingga menghasilkan sodium hipoklorit dan gas hidrogen. Selanjutnya sodium hipoklorit dan hidrogen masuk ke separator D-3801 A untuk memisahkan antara fasa liquid dan gas. Gas hidrogen langsung masuk ke tangki penampungan R-03 AB, sedangkan larutan masuk kembali ke EL-3801 B, dipisahkan di separator D-3801 B, dan begitu seterusnya hingga EL-3802 B dan konsentrasi sodium hipoklorit meningkat. Sodium hipoklorit dan gas hidrogen yang terbentuk masuk ke dalam tangki penampungan NaOCl R-03, sementara sisa air laut yang tidak digunakan dibuang melalui sea water out fall. Di dalam tangki R-03 AB terdapat blower GB-4101 AB yang digunakan untuk membuang gas hidrogen berlebih di dalam tangki ke lingkungan. Jumlah gas hidrogen di dalam tangki harus dijaga di bawah 4% LEL untuk mencegah terjadinya ledakan. Selanjutnya dari tangki R-03, sodium hipoklorit diinjeksikan ke sea water intake menggunakan pompa GA-4104 AS untuk continuous dozing (35 m3/jam) atau menggunakan pompa GA-4105 AB untuk shock dozing dengan laju alir 175 m3/jam. Injeksi shock dozing tergantung dari level/waktu maksimum yang telah ditentukan sebelumnya.

Setelah terus-menerus digunakan, lama-kelamaan sel electrolyzer akan mengalami pengerakan akibat adanya Mg(OH)2 dan CaCO3 yang dibawa oleh air laut dan mengendap pada batang katoda-anoda. Pengerakan tersebut dapat disinyalir dari kenaikan tegangan listrik, naiknya temperatur (maksimal 45 oC), outlet cell electrolyzer, atau analisa produk. Untuk membersihkan batang electrolyzer tersebut dibutuhkan acid wash kira-kira seminggu sekali. Saat pencucian, HCl 25% disirkulasikan ke sel electrolyzer dengan menggunakan pompa GA-4106 laju 15 m3/jam dari tangki HCl R-02 selama 30 menit. HCl tersebut akan bereaksi kerak-kerak pada batang electrolyzer dan membentuk garam terlarut.


Larutan sodium hipoklorit dan gas hidrogen hasil elektrolisis dipisahkan di separator agar reaksi di sel electrolyzer berikutnya lebih sempurna dan tidak terhambat oleh gas hidrogen. Namun, desain awal unit klorinasi tidak sesuai dengan kenyataannya sekarang sehingga gas hidrogen tersebut kemudian dicampurkan kembali dengan larutan sodium hipoklorit.

2.4

Unit Sweet Cooling Water (SCW) Sweet cooling water adalah air demin yang digunakan untuk mendinginkan cairan atau gas proses yang ada dalam pabrik. Sweet cooling water digunakan oleh dua macam user, yaitu: Big User. SCW digunakan untuk mendinginkan gas proses di pabrik amonia Small User. SCW digunakan untuk mendinginkan lube oil (oil cooler) dan cooler generator di STG (Steam Turbine Generator). Untuk mendinginkan SCW, dibutuhkan air laut yang disuplai langsung dari pompa air laut GA-4101. Prinsip dari air laut sebagai pendingin ini adalah sekali lewat, bila telah digunakan untuk mendinginkan SCW, maka air laut tersebut langsung dibuang melalui sea water out fall. Sedangkan untuk SCW, digunakan prinsip close-loop, sehingga SCW yang telah digunakan, didinginkan oleh air laut, kemudian disirkulasikan sebagai pendingin kembali. Penyusutan SCW yang terjadi sepanjang aliran di-make up menggunakan air demin.

Big User SCW yang akan digunakan untuk mendinginkan gas proses dipompa dari tangki F-1410 ABC berkapasitas @16,6 m3 oleh pompa G-1401 AR. Make up air demin dialirkan ke tangki untuk menjaga level air di tangki minimal 80%. Setelah mendinginkan gas proses, temperatur SCW naik menjadi 42 oC. SCW didinginkan di Marine Plate Heat exchanger (MPE) E-1401 BCDEFGHJKL dengan air laut yang bersuhu 32 oC. Setelah itu sejumlah SCW (18 m3/jam) dari MPE dialirkan terlebih dahulu ke sand filter F-1414 yang berfungsi untuk menangkap padatan terlarut, kemudian dialirkan ke sand trap F-1415 untuk menangkap pasir kuarsa yang terbawa SCW. Setelah itu, semua SCW yang telah didinginkan dialirkan


kembali masuk ke tangki F-1410 ABC untuk kemudian disirkulasikan sebagai air pendingin. Bila beda tekanan di sand filter telah mencapai 0,6 bar, maka dapat diindikasikan bahwa pasir kuarsa telah kotor. Pembersihan sand filter dapay dilakukan dengan backwash menggunakan air demin dan bubbling dengan udara pabrik.

Small User SCW yang akan digunakan pada STG dipompa dari tangki F-1411 berkapasitas 16,6 m3 oleh pompa G-1404 ABR. Level air di tangki F-1411 dijaga 80% dengan adanya make-up air demin. Sirkulasi SCW dilakukan dengan mengalirkannya dari user ke MPE E-1401AR untuk dipindahkan panasnya ke air laut, kemudian SCW dikembalikan lagi ke tangki F-1411. Sedangkan untuk air laut dari pompa air laut masuk ke dalam MPE dengan suhu awal 32 oC. Setelah mengambil panas dari SCW, air laut kemudian dibuang melalui sea water out fall.

Problem yang sering terjadi pada unit SCW antara lain: Korosi. Faktor-faktor yang dapat memengaruhi tingkat korosi antara lain pH air (laju korosi lambat pada pH 6,5-11,5), jumlah garam terlarut (semakin banyak garam terlarut, maka semakin mudah timbul korosi), jumlah gas terlarut, dan suhu (suhu yang tingi akan meningkatkan laju korosi). Kerak, yang terdiri atas CaCO3. Ca3(PO4)2, dan CaSO4. Pencegahan dapat dilakukan dengan cara mengatur pH, meningkatkan flow air, dan memakai air demin sebagai make up (bebas mineral). Lendir/Slime, dapat dicegah dengan menambahkan gas Cl2, anti biocide, dan NaOCl Bakteri Maka dari itu, dibutuhkan injeksi nitrit dan anti bakteri ke dalam aliran SCW. Nitrit berfungsi membuat lapisan film dalam pipa yang berperan sebagai penghambat korosi, sedangkan anti bakteri berfungsi untuk membunuh koloni bakteri dan mengontrol pertumbuhan bakteri tersebut.


2.5

Unit Desalinasi Pabrik utilitas Kaltim-1 memiliki 5 unit desalinasi dengan prinsip flash evaporation, namun hingga saat ini hanya 3 unit yang beroperasi, unit Desal-1 dan Desal-2 sudah tidak berfungsi lagi. Unit Desal-3 dan Desal-4 disebut sebagai unit desal lama, sedangkan unit Desal-5 disebut sebagai unit desal baru. Selain itu pabrik utilitas Kaltim-1 juga memiliki unit RO (Reverse-Osmosis) yang baru saja dioperasikan pada tahun 2010 lalu.

2.5.1

Unit Desalinasi Lama Unit desalinasi lama yang berkapasitas masing-masing 50 m3/jam dirancang sebagai berikut: Single Effect. Panas penguapan yang dihasilkan tidak digunakan untuk mengoperasikan unit lain, tetapi panas tersebut dikembalikan ke unit desalinasi itu sendiri. Once Through. Brine water tidak disirkulasikan, namun langsung dibuang ke sea water out fall. Long Tube. Kondensor yang digunakan berbentuk tube panjang yang disusun secara paralel dengan aliran brine di dalamnya. Multi Stage. Unit desalinasi ini dibagi ke dalam 24 stage agar didapat perbedaan tekanan dan temperatur yang sangat kecil. Flash Evaporator. Brine akan ter-flash keluar yang disebabkan oleh kelebihan panas dari brine yang masuk ke down stream.

Uraian Proses Air laut dari pompa laut GA-4101 dialirkan kemudian dipompakan lagi oleh pompa GA-1201 ke stage 24, mengalir melalui over head condenser tube bundle. Air laut ini melalui stage sebagai pendingin brine yang masuk pada arah sebaliknya (counter-current). Air laut keluar dari stage 1 kemudian masuk ke tube side Brine heater E-1215. Di samping itu, steam bertekanan rendah (4 kg/cm2g) dari pabrik amonia masuk ke dalam brine heater shell side untuk memanaskan air laut dalam tube. Steam masuk pada suhu 150oC, kemudian turun menjadi 92 oC setelah memanaskan air laut. Air laut dari suhu 32 oC naik suhunya menjadi 92 oC


kemudian masuk kembali ke evaporator E-1211 stage 1 mengalir hingga ke E1214 stage 24. Di dalam evaporator E-1211-4, sebagian brine (air laut yang telah dipanaskan) menguap karena tekanan dalam evaporator vakum. Uap tersebut kemudian terkondensasi dengan adanya air laut yang masuk sebagai pendingin. Hasil kondensasi tersebut disebut sebagai distilat, dikumpulkan dari setiap stage, kemudian dialirkan ke pompa distilat G-1215 A sambil dikontrol nilai konduktivitasnya (harus < 25 s. Tekanan di setiap stage dijaga vakum dengan ejector yang menggunakan steam 4 kg/cm2g, sedangkan untuk stage terakhir, yaitu stage 24, tekanannya dijaga tetap agar titik didih brine juga tetap. Ejector, yaitu unit yang membuat tekanan di dalam evaporator vakum, berfungsi untuk menghisap gas-gas yang tidak terkondensasi dengan steam sebagai medianya. Ejector di unit desalinasi lama terdiri atas dua tingkat. Gas-gas yang tidak terkondensasi dari stage 24 dan beberapa stage yang lain terhisap ke dalam pre-condenser F-1211 yang terhubung dengan ejector tingkat pertama. Di dalam ejector tersebut mengalir steam yang kecepatannya naik karena melewati pipa nozzle. Peningkatan tersebut menyebabkan gas dari stage evaporator terhisap dan menjadi vakum. Gas yang terhisap kemudian dikondensasikan di pre-condenser oleh air laut. Kondensatnya mengalir keluar bersama air laut ke barometric collecting pit (F-1203), sedangkan gas yang tidak terkondensasi ikut bersama steam untuk masuk ke inter-condenser F-1214. Steam dari ejector tingkat pertama bisa mengalir masuk ke inter-condenser karena adanya ejector tingkat kedua. Gas-gas lainnya dari inter-condenser kemudian masuk lagi ke after-condenser. Sisa-sisa gas yang tidak bisa terkondensasi di after-condenser akhirnya dibuang ke atmosfir. Sedangkan untuk steam yang telah terkondensasi di Brine Heater E-1215 akan dikumpulkan kemudian dipompa oleh pompa G-1221 AR ke distillate side bila konduktivitasnya kurang dari 25s. Bila nilai konduktivitasnya lebih dari 25s, kondensat akan menuju brine side untuk dibuang ke sea water out fall.

Untuk mencegah terjadinya kerak pada tube condenser dan tube brine heater, di inlet pompa G-1201 diinjeksikan bahan kimia berupa anti scale dengan konsentrasi 1,5-2,5 ppm. Pada inlet pompa G-1201 diinjeksikan pula anti foam


dengan konsentrasi 0,2-0,5 ppm untuk mencegah terjadinya busa yang akan meningkatkan nilai konduktivitas air laut. Secara berkala dilakukan pembersihan secara mekanik maupun kimia pada unit desalinasi. Pembersihan mekanik dilakukan dengan menyikat bagian dalam unit evaporator, sedangkan untuk pembersihan secara kimia dilakukan dengan menginjeksikan HCl 2-2,5% dari tangki F-1217 dengan menggunakan pompa G1219 untuk menghilangkan kerak-kerak dalam evaporator.

2.5.2

Unit Desalinasi Baru Uraian Proses Air laut dari pompa P-001 masuk ke dalam evaporator stage 20 sambil diinjeksikan bahan kimia anti scale dan anti foam. Air laut akan mengalir di dalam evaporator hingga keluar di stage 1 kemudian masuk ke brine heater E001. Air laut dalam brine heater dipanaskan dengan steam bertekanan 4 bar dan suhu 150 oC, sehingga air laut akan keluar dari brine heater dengan suhu 103 oC. Air laut kemudian masuk ke stage 1 hingga 20 sambil diuapkan (karena tekanan vakum). Uap yang terjadi akan melalui demister lalu dikondensasi dengan air laut dan dikumpulkan sebagai distilat. Air laut yang tidak teruapkan dibuang melalui sea water outfall. Sedangkan gas-gas yang tidak terkondensasi akan masuk ke dalam ejector condenser tingkat pertama dan kedua, kemudian selanjutnya sisanya akan dibuang ke atmosfir. Produk distilat dikumpulkan dan dipompa oleh pompa P-002 sambil dikontrol nilai konduktivitasnya. Apabila nilai konduktivitasnya kurang dari 25s, distilat akan dipompa ke RC tank F-1302. Namun apabila lebih dari 25 s, distilat akan dibuang melalui sea water out fall. Begitu juga dengan kondensat steam dari brine heater (E-001).

2.6

Unit RO (Reverse-Osmosis) Reverse-Osmosis adalah prinsip pemisahan air dan molekul-molekul lain yang berkebalikan dengan peristiwa osmosis sebenarnya. Bila osmosis normal, pelarut akan berpindah dari daerah dengan konsentrasi zat terlarut rendah ke daerah dengan konsentrasi zat terlarut tinggi melewati membran. Namun, reverse-


osmosis berprinsip kebalikannya, yaitu memindahkan pelarut dengan konsentrasi zat terlarut tinggi ke konsentrasi zat terlarut rendah dengan bantuan tekanan. Sehingga dalam proses desalinasi, air laut yang memiliki kandungan garam tinggi akan terpisah antara air dan garamnya.

Uraian Proses Air laut bertekanan 3,5 bar masuk ke dalam self cleaning filter SCF-101 AB untuk menyaring kotoran-kotoran besar hingga hanya berukuran 100 mikron saja. Kemudian umpan masuk ke dalam membran ultrafiltrasi UF-101 AB dan disimpan sementara di RO intermediate break tank TK-101. Tangki TK-101 juga berfungsi sebagai penyuplai air backwash bagi membran ultrafiltrasi bila beda tekanan dalam membran telah meningkat hingga batas tertentu. Dari tangki TK101 air dipompa oleh pompa P-101 AB hingga keluar dengan tekanan 3 bar dan masuk ke dalam cartridge filter. Sebelum masuk cartridge filter, air diinjeksikan bahan kimia berupa Anti Scalant (agar tidak terjadi scaling), Sulfuric Acid (untuk menjaga pH), dan Sodium Metabisulfit (untuk menghilangkan klor). Air keluar dari cartridge filter hanya memiliki padatan terlarut sebesar 5 mikron. Keluar dari cartridge filter, air dipompa ke pompa bertekanan tinggi HP-101 AB melewati turbo charger TB-101 AB hingga keluar dengan tekanan 58 bar kemudian masuk ke modul RO yang pertama RO-101 AB. Air yang lolos membran RO kemudian ditampung ke tangki TK-102 sementara air laut yang tidak lolos dikembalikan ke turbo charger TB-101 AB (tekanan air reject yang masih tinggi digunakan untuk menggerakkan turbo charger) baru masuk ke reject drain tank TK-104 dan dibuang ke sea water out fall melalui reject disposal pump P-104 AB. Sementara untuk air yang lolos membran RO pertama dan telah disimpan sementara di TK-102, dipompa ke modul RO yang kedua RO-102 AB dengan terlebih dahulu diinjeksikan NaOH (penjaga pH, karena semakin tinggi tekanan, pH cenderung turun) dan anti scale. Produk dari RO-102 AB akan dialirkan ke RC (Raw Condensate) Tank F-1302, sementara air yang tidak lolos akan kembali ke tangki TK-101. Berikut adalah neraca massa dari unit RO.


Gambar 2. 1 Diagram Neraca Massa unit RO

2.7

Unit Demineralisasi Unit demineralisasi bertujuan untuk menghilangkan mineral-mineral yang terkandung dalam air untuk selanjutnya dijadikan air umpan boiler atau air pendingin (sweet cooling water). Unit-unit yang ada di dalam unit demineralisasi antara lain: RC (Raw Condensate) Tank F-1302 (kapasitas 2500 m3) 3 buah Mixed Bed Filter F-1303 ABC (P = 2-3 bar, T = 60 oC) DW (Demineralized Water) Tank F-1306 (kapasitas 1250 m3) 2 buah pompa demin G-1306 ABR (untuk mengalirkan ke Boiler)

2.7.1

Tangki RC (Raw Condensate) Sumber air tangki RC adalah air dari kondensat turbin, kondensat proses CO2 Removal dari pabrik amonia, distilat unit desalinasi, dan tie-in pabrik Kaltim-2.


2.7.1.1 Kondensat Turbin Kondensat turbin dari pabrik amonia atau utilitas dengan laju alir 290 m3/jam masuk ke dalam cartridge filter F-1301 untuk menyaring partikel berukuran lebih besar dari 50 mikron. Setelah disaring, kondensat turbin akan keluar dari bagian atas cartridge filter dan masuk ke dalam tangki RC F-1302. Cartridge untuk kondensat berisi 154 buah cotton filter yang harus dilakukan backwash bila telah jenuh. Backwash dilakukan dengan mengalirkan air dari bagian atas cartridge filter kemudian dibuang ke sewer (parit).

2.7.1.2 Kondensat Proses CO2 Removal Unit yang digunakan untuk memproses kondensat dari CO2 removal terdiri atas stripper tower D-1301, cooler E-1301 AB, kation filter F-1311 AB, serta CO2 degasifier D-1302. Kondensat dari pabrik amonia yang mengandung 500 ppm amonia dan 500 ppm CO2 masuk ke stripper tower D-1301 yang akan melucuti amonia dan CO2 yang terkandung dalam air dengan menggunakan steam bertekanan 4 bar atau 0,5 bar (tergantung kebutuhan). Kondensat awalnya memiliki tekanan 29 bar dan suhu 120-140 oC, kemudian tekanan diturunkan hingga tekanan atmosfir di dalam stripper sehingga amonia dan CO2 ter-flush dan masuk ke dalam steam, sehingga kandungan amonia dan CO2 hanya tinggal 50 ppm dan 100 ppm di dalam kondensat. Keluar dari bagian bawah stripper tower D-1301(T = 102 oC), kondensat masuk ke dalam cooler E-1301 yang akan menurunkan suhu kondensat hingga 60 oC dengan menggunakan air laut. Hal ini dilakukan agar resin dalam cation filter tidak terdegradasi akibat suhu umpan yang tinggi (resin anion sensitif terhadap temperatur). Setelah dari cooler, kondensat akan masuk ke dalam kation filter. Amonia yang berupa ion akan berikatan dengan resin sementara CO2 dan ion-ionnya dibersihkan di dalam CO2 degasifier D-1302. Kondensat yang mengandung sekitar 100 ppm CO2 masuk ke dalam CO2 degasifier dan bertemu dengan udara secara counter-current sehingga CO2 akan pindah ke udara. Ion-ion CO2 seperti HCO3 akan terkonversi pula menjadi CO2 akibat turunnya pH. Setelah berkurang konsentrasi CO2 dalam kondensat, kondensat kemudian dialirkan ke dalam tangki RC F-1302.


Kation filter diregenerasi dengan menggunakan HCl konsentrasi 5-7% yang dipompakan dari tangki HCl 30% F-1310 (0,8 m3/jam) ditambah dengan air RC (2,4 m3/jam) ke bagian atas kation filter. Sisa regenerasi kemudian dibuang ke neutralizing pit (F-1390).

2.7.1.3 Distilat Unit Desalinasi & Tie-in Kaltim-2 Produk distilat dari unit desalinasi telah dijelaskan sebelumnya, sementara tie-in dilakukan dengan mengalirkan air RC hasil produksi utilitas pabrik Kaltim-2.

2.7.2

Mixed Bed Filter (F-1303 ABC) Air dari tangki RC F-1302 dipompa oleh pompa G-1306 ABR menuju mixed bed filter F-1303 ABC. Di dalam filter F-1303 ABC reaksi terjadi antara ion-ion dalam air dengan resin kation dan anion. Air yang telah bebas dari ion-ion kemudian masuk ke dalam resin trap F-1315 untuk menangkap resin yang lolos terbawa air demin. Setelah itu air masuk ke dalam tangki air demin F-1306, yang kemudian dipompakan ke user. Bila ada ion yang lolos terbawa air produk demin (bila nilai konduktivitas lebih dari 1,2s, resin di dalam mixed bed filter mungkin telah jenuh sehingga perlu diregenerasi. Saat beroperasi resin kation dan anion bercampur, namun saat regenerasi, resin kation berada di bawah sedangkan resin anion berada di atas karena adanya perbedaan densitas. Untuk regenerasi resin anion dibutuhkan basa NaOH. Dari tangki NaOH 30% F1312, NaOH dicampur dengan air RC dari F-1302 sehingga menghasilkan larutan NaOH 4-6%, dan ditampung di F-1308. NaOH dari F-1308 dipompa ke F-1303 ABC bagian atas untuk meregenerasi resin anion. Agar resin kation yang berada di bawah resin anion tidak tercemar, dari bagian bawah filter F-1303 ABC dipompakan air RC ke resin kation. Sisa hasil regenerasi keluar dari tengah tangki filter F-1303 ABC kemudian dibuang ke neutralizing pit F-1390. NaOH 30% dalam tangki F-1312 berasal dari padatan NaOH berbentuk flake yang dicampur dengan air. Untuk regenerasi resin kation dibutuhkan HCl. Dari tangki HCl 30% F-1310, HCl dicampur dengan air RC dari F-1302 sehingga menghasilkan larutan HCl 5-7%.


Selanjutnya HCl dipompa ke F-1303 ABC bagian bawah untuk meregenerasi resin kation. Agar resin anion yang berada di atas resin kation tidak tercemar, dari bagian atas filter F-1303 ABC dipompakan air RC ke resin anion. Sisa hasil regenerasi keluar dari tengah tangki filter F-1303 ABC kemudian dibuang ke neutralizing pit F-1390.

2.8

Unit Pembangkit Steam (Boiler Denaeyer) Boiler memiliki dua buah pembangkit steam (E-2010 AB). Produksi dari boiler ini adalah 180 ton/jam dengan tekanan 40 bar dan temperatur 400 oC. Peralatan yang ada dalam unit pembangkit steam ini antara lain: Deaerator (V-2015) dan preheater (V-2990) Economizer (E-2011 AB) Steam drum Tube down comer dan tube riser Superheater coil Furnace Burner Force draft (FD) Fan

Uraian Siklus Air dalam Boiler Air dari tangki V-2901 (pabrik urea) dipompa ke preheater V-2990 oleh pompa P-2901 AR. Bila air dari tangki V-2901 tidak cukup memenuhi kebutuhan, maka di-make up dengan air demin dari tangki air demin F-1306 oleh pompa G-1306 ABR. Bersamaan dengan air masuk ke dalam preheater, steam dari pabrik urea bertekanan 0,3 bar masuk dari bagian bawah preheater V-2990. Air dipanaskan hingga suhu 105 oC menggunakan steam tersebut, sekaligus memisahkan air dari gas CO2 dan O2. Gas karbon dioksida dan oksigen harus dihilangkan dari air umpan boiler karena dapat menyebabkan korosi. Selain menggunakan steam 0,3 bar, pemanasan dan stripping juga dapat dilakukan oleh steam 12 bar dari ekstraksi turbin BBC. Keluar dari preheater V-2990, air masuk ke deaerator V2015. Dalam deaerator V-2015, air di-stripping kembali dengan steam 0,3 bar hingga terjadi bubbling. Gas karbon dioksida dan oksigen terlarut dalam air akan


berpindah ke steam yang memiliki tekanan parsial lebih rendah dari air. Seterusnya steam bersama dengan gas-gas tersebut dibuang ke atmosfir. Setelah keluar dari deaerator V-2015, air umpan masuk ke dalam economizer E2011 AB untuk dipanaskan menggunakan gas hasil pembakaran furnace (bersuhu 370 oC) hingga suhu air mencapai 155 oC. Air kemudian masuk ke dalam steam drum lalu mengalir secara alami ke mud drum melalui tube down comer. Air langsung mengalir ke mud drum karena adanya perbedaan densitas di mud drum dan steam drum. Dari mud drum, air kembali ke steam drum lewat tube riser setelah melalui pipa-pipa furnace dan convection bank. Dalam steam drum, steam jenuh bersuhu 255 oC terbentuk terus-menerus. Steam jenuh tersebut kemudian masuk ke superheater coil kemudian membentuk superheated steam bersuhu 400o

C dan tekanan 40 bar.

Uraian Sirkulasi Gas Pembakaran FD fan K-2012 AB menghisap udara dari lingkungan kemudian diteruskan ke separator S-2010/S-2011 untuk menyaring kotoran. Setelah itu udara masuk ke dalam steam heater E-2013 untuk dipanaskan menggunakan steam 0,3 bar. Langkah lain adalah udara masuk ke dalam electric heater E-2014 dan dipanaskan menggunakan listrik. Selesai dipanaskan, udara dialirkan menuju burner. Di dalam burner, udara bercampur dengan gas bumi, kemudian dibakar hingga suhu burner mencapai 1290 oC. Gas produk pembakaran kemudian digunakan untuk memanaskan superheater coil, pipa riser, convection bank, dan economizer. Terakhir, gas hasil bakar dibuang ke atmosfir melalui stack X-2011 pada suhu 210o

C.

Pembakaran gas bumi dapat berlangsung sempurna dengan mengatur bukaan blade damper FD Fan K-2012 AB, agar oksigen berlebih dalam gas buang berjumlah sekitar 2-4%.

Boiler Feed Water Treatment a. Pre Boiler Treatment. Treatment untuk air umpan boiler ini bertujuan untuk menghilangkan gas karbon dioksida dan oksigen dalam air. Selain menggunakan deaerator, pelucutan gas juga dilakukan dengan injeksi


Hidrazin dari tangki F-2016. Injeksi awal dilakukan pada inlet dan outlet deaerator V-2015. b. Boiler Treatment. Treatment ini dilakukan untuk menjaga kualitas air boiler. Spesifikasi yang diinginkan adalah air boiler memiliki rentang pH antara 9,8 10,2 dan konsentrasi fosfat sebesar 15 25 ppm. Untuk menjaga kualitas tersebut, maka diinjeksikan Natrium Fosfat dan Hidrazin pada keluaran economizer. Natrium Fosfat berfungsi untuk menaikkan pH dan menambah konsentrasi fosfat, sedangkan hidrazin digunakan untuk mengikat gas oksigen yang masih terbawa air. c. After Boiler Treatment. Bila kondensat boiler akan digunakan kembali sebagai umpan, maka pH kondensat tersebut harus dijaga bernilai 9 dengan cara menginjeksikan hidrazin. d. Blowdown. Blowdown harus dilakukan karena kemungkinan air sirkulasi mengandung: Suspended solid. Dapat menimbulkan busa, kemudian menyebabkan carry over dan scaling, sehingga dapat terjadi overheating dalam pipa SiO2, Ca, Mg. Molekul tersebut dapat menyebabkan carry over dan scaling, kemudian berlanjut menjadi overheating HCO3, CO3, Mg(OH)2, Al2O3. Bila mencapai sudu-sudu turbin, dapat menyebabkan unbalance pada rotor. Untuk itu harus dilakukan blowdown pada air sirkulasi. Blowdown sendiri ada 2 macam, yaitu continuous blowdown (dilakukan terus menerus pada saat boiler beroperasi) dan intermitten blowdown (dilakukan dengan periode tertentu selama 5-10 detik).

Safety Deaerator Untuk mencegah hal-hal yang tidak diinginkan, deaerator V-2015 dilengkapi dengan: 2 buah vacuum breaker, digunakan untuk mencegah tekanan dalam deaerator vakum.


1 buah hidraulic garde, digunakan untuk mencegah kelebihan tekanan dalam deaerator. Bila tekanan dalam deaerator lebih 0,3 bar, maka air di hidraulic garde akan terbuang sebagai over flow.

2.9

Unit Pembangkit Listrik (Power House) Unit power house berfungsu untuk memenuhi kebutuhan listrik pabrik utility, amonia, dan urea kaltim I. Unit ini terdiri dari dua buah generator, Borsig dan BBC. Namun, saat ini, generato Borsig tidak dioperasikan. Generator BBC Generator BBC mempunyai beberapa peralatan utama, yaitu: 1. Turbin (GT-1511) Turbin ini digerakkan oleh steam yang berasal dari steam generator yang mempunyai dua karakteristik, yaitu: Tekanan 80 kg/cm2, bersuhu 480oC, dan memiliki laju alir 50 ton/jam Tekanan 40 kg/cm2, bersuhu 400 oC, dan memiliki laju alir 80 ton/jam.

Steam tekanan 80 bar mengalir masuk ke sisi turbin HP, sedangkan steam tekanan 40 bar masuk ke dalam sisi turbin MP. Sebagian steam diambil sebagai steam ekstraksi, kemudian sebagian lagi (50 ton/jam)

dikondensasikan di condenser E-10-1511 AB. Setelah steam terkondensasi di condenser, kemudian ditampung di hot well dan dipompa menuju ejektor kondensor untuk mengkondensasikan gas yang tidak dapat terkondensasi. Aliran kondensat seterusnya masuk menuju cartridge filter (F-1301) dan masuk ke tangki F-1302 atau aliran kondensat dapat dikirim ke tangki V2901 (pabrik urea Kaltim-1). Turbin BBC dapat dioperasikan dengan steam 80 bar saja atau dengan steam 40 bar saja. Turbin BBC memiliki critical speed I: 5400-5800 rpm dan critical speed II: 7400-7800 rpm. 2. Reducer Gear Box Alat ini berfungsi untuk menurunkan putaran turbin dari 9036 rpm menjadi 1500 rpm. Putaran gear box dibatasi dengan over speed trip gear box sebesar 1800 rpm. 3. Generator (G-1511)


Generator ini berfungsi mengubah energi kinetik menjadi energi listrik dengan spesifikasi 16 MW, tegangan 6,6 kV, dan tiga fasa. Energi listrik ini dialirkan ke reaktor, berfungsi sebagai stabilizer tegangan dan seterusnya ke busbar 6,6 kV HVSG lewat panel P-1501-2. 4. Air Cooler E-06-1511 Alat ini berfungsi untuk mendinginkan winding stator yang panas karena generator menghasilkan listrik. Sirkulasi udara pendingin terletak dalam generator itu sendiri, kemudian udara didinginkan oleh cooling water. 5. Lubricating Oil Berfungsi untuk pendingin bearing turbin, bearing gear box, dan bearing generator. Oli dari tangki F-04-1511 dipompa ke air cooler, didinginkan dengan cooling water, kemudian digunakan sebagai pendingin control oil. Sebagian aliran oli digunakan sebagai pendingin control oil dan sebagian lagi digunakan sebagai pendingin bearing-bearing turbin, gear box, dan generator. Setelah itu oli dikembalikan ke F-04-1511 untuk didinginkan kembali. 6. Control Oil Berfungsi sebagai penggerak sistem hydraulic MSV HP, MSV MP, CV HP cam shaft, CV MP cam shaft, dan CV LP cam shaft turning gear. Oli dipompa menuju control oil filter, lalu seterusnya ke accumulator (menjaga tekanan oli agar konstan), lalu digunakan sebagai penggerak. Setelah itu control oil didinginkan oleh lubricating oil, baru masuk ke tangki.


3

BAB III

DESKRIPSI PROSES AMONIA KALTIM-1

Amonia diproduksi dari campuran antara gas hidrogen dan gas nitrogen dengan perbandingan rasio 3:1. Selain komponen-komponen tersebut, campuran gas umpan diperbolehkan mengandung gas inert dalam kadar tertentu, seperti argon dan metan. Pabrik amonia Kaltim-1 menggunakan hidrogen yang berasal dari hidrokarbon (gas alam), sedangkan nitrogennya diambil dari udara atmosfir. Pabrik Amonia Kaltim-1 mulai dibangun pada tanggal 16 November 1979, kemudian mulai berproduksi pada tanggal 20 Desember 1983, dengan kapasitas produksi sebesar 1500 ton/hari. Saat ini kapasitas produksi amonia Kaltim-1 mencapai 1800 ton/hari dikarenakan adanya optimalisasi pabrik amonia pada tahun 1995. Pada awalnya lisensi proses yang digunakan oleh pabrik amonia Kaltim-1 adalah Proses Lurgi, namun setelah adanya optimalisasi, peralatan yang digunakan dalam proses tersebut tidak semuanya berlisensi Lurgi lagi. Amonia yang diproduksi oleh pabrik amonia Kaltim-1 nantinya akan didistribusikan ke beberapa tempat, yang paling utama adalah sebagai bahan baku pabrik urea Kaltim-1. Selain itu, produk amonia juga disimpan di dalam gudang (dalam bentuk cair), diintegrasikan dengan pabrik lain melalui tie-in, atau dikirim ke pabrik lain yang berada dalam satu kawasan Pupuk Kaltim. Komposisi amonia yang diproduksi oleh Kaltim-1 adalah sebagai berikut: Amonia Uap air Minyak : 99,85%-berat : 0,15%-berat : 5 ppm

Gas tak larut : 500 ppm

Secara umum, proses pembuatan amonia adalah sebagai berikut:


Gambar 3. 1 Diagram Proses Pembuatan Amonia

Bila umpan gas alam mengandung sulfur, maka harus dihilangkan sepenuhnya di dalam unit desulfurisasi. Gas alam yang telah didesulfurisasi kemudian direaksikan dengan steam dan udara membentuk gas umpan sintesis (synthetic gas). Gas umpan sintesis ini mengandung hidrogen, nitrogen, dan gas-gas lainnya seperti karbon monoksida, karbon dioksida, metan, argon, dll. Kemudian gas sintesis dimasukkan ke dalam unit pemurnian gas, untuk mengubah karbon monoksida dan steam menjadi karbon dioksida dan hidrogen. Karbon dioksida dihilangkan dalam unit pelucutan karbon dioksida (CO2 removal), kemudian karbon dioksida dan karbon monoksida yang masih tersisa diubah seluruhnya menjadi metana. Gas sintesis kemudian direaksikan menggunakan reaksi berkatalis dalam unit sintesis amonia, kemudian didinginkan untuk disimpan atau didistribusikan ke user. Lisensi dari unit-unit dalam proses amonia K-1 antara lain: Desulfurisasi (Proses Lurgi) Reforming (Foster Whealer) Shift Conversion (Proses Lurgi) CO2 Removal (Proses Benfield)


3.1

Metanasi (Proses ICI) Sintesis & Refrigerasi Amonia (Proses Topsoe)

Unit Desulfurisasi Unit desulfurisasi terdiri atas dua peralatan, yaitu hidrogenator, dan desulfurizer itu sendiri. Fungsi dari unit desulfurisasi adalah untuk menyerap sulfur organik (misalnya merkaptan atau COS) dan anorganik yang terdapat di dalam gas proses (gas alam untuk umpan primary reformer). Sulfur harus dihilangkan dari gas umpan proses karena senyawa sulfur merupakan racun temporer untuk katalis unit primary reformer dan low temperature shift converter (LTSC). Diharapkan konsentrasi sulfur dalam aliran keluaran desulfurizer tidak lebih dari 0,05 ppm. Gas alam umpan yang didapat dari SKG sendiri hanya mengandung sekitar 0,20,3 ppm sulfur, namun kapasitas desain dari unit desulfurisasi dapat meng-cover hingga 50 ppm.

Hidrogenator D-1001 A Pada operasi normal, gas umpan proses dimasukkan ke dalam unit hidrogenator D-1001 A terlebih dahulu. Dalam unit hidrogenator terjadi reaksi yang dapat mengubah sulfur organik menjadi sulfur anorganik (hidrogen sulfida), dengan bantuan katalis CoMo. Untuk mengubah sulfur organik menjadi sulfur anorganik, dibutuhkan hidrogen, maka hidrogen yang berasal dari HRU (Hidrogen Recovery Unit) ditambahkan pada gas umpan saat sebelum masuk hidrogenator. Bed di dalam hidrogenator terdiri atas katalis CoMo di bagian atas (2 m3), kemudian di bagian bawahnya diisi dengan absorben ZnO sebanyak 12 m3.

Tujuan dari disediakannya absorben ZnO dalam unit hidrogenator adalah agar hidrogenator bisa beroperasi sendirian bila desulfurizer mengalami gangguan.

Desulfurizer D-1001 Setelah keluar dari hidrogenator, gas akan masuk ke dalam desulfurizer D-1001 untuk diserap senyawa-senyawa sulfurnya melalui reaksi dengan ZnO berikut: ZnO + H2S ZnS + H2O ZnO + COS ZnS + CO2


Temperatur optimum desulfurizer adalah 380 oC, bila temperatur di dalam desulfurizer meningkat hingga di atas 400 oC akan mengakibatkan tetapan kesetimbangan meningkat sehingga banyak sulfur yang lolos. Namun bila di bawah 300 oC, kemampuan ZnO dalam menyerap sulfur akan menurun. Maka dari itu gas proses harus dipanaskan terlebih dahulu sebelum masuk ke unit desulfurizer. Absorben ZnO bila terus-menerus digunakan, maka akan mencapai titik kejenuhan. Kejenuhan ZnO terlihat bila kadar sulfur pada gas alam umpan tetap, tetapi ada kenaikan kandungan sulfur di outlet desulfurizer. Outlet dari desulfurizer diharapkan sebesar 0,05 ppm. Bila salah satu dari unit desulfurisasi mengalami gangguan sehingga perlu dimatikan, maka aliran pelucutan sulfur dari gas proses dapat dilakukan hanya dengan satu unit saja. Maka dari itu, baik di unit hidrogenator ataupun desulfurizer, isi di dalam reaktornya sama. Desulfurizer memiliki absorben ZnO dan katalis CoMo masing-masing sebesar 15 m3 dan 2 m3, dan lapisan bagian atas dan bawah bed tersebut dilindungi oleh alumina ball.

Uraian Proses Gas alam yang berasal dari stasiun kompresi gas (SKG) dengan laju alir 48 Nm3/jam, tekanan 45 bar dan temperatur 34 oC diturunkan tekanannya menjadi 42,7 bar kemudian dicampur dengan hidrogen yang berasal dari keluaran kompresor gas sintesis stage-1 atau dari HRU sebanyak 1000-2000 m3/jam. Campuran antara gas alam dengan gas hidrogen kemudian masuk ke preheater E1002/1 AB dan E-1002/2 ABCD untuk dipanaskan hingga 349 oC menggunakan panas sisa pembakaran primary reformer. Campuran gas alam dan hidrogen panas kemudian masuk ke dalam hidrogenator D-1001 A, tempat terjadinya reaksi antara sulfur organik dan gas hidrogen membentuk hidrogen sulfida dan air dengan katalis CoMo. Kemudian hidrogen sulfida yang terbentuk diserap oleh adsorber ZnO di dalam desulfurizer D-1001. Gas yang keluar dari desulfurizer memiliki temperatur 346 oC dan kandungan hidrogen sulfida 0,05 ppm.


3.2

Unit Pembentukan Gas Sintesis (Reforming Unit) Pada unit reforming, terjadi reaksi pembentukan gas sintesis yang nantinya akan digunakan sebagai bahan baku pembuatan amonia. Reaksi terjadi antara steam dengan gas proses yang nantinya akan menghasilkan hidrogen, bahan baku utama pembuatan amonia. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut. (1) (2) CH4 + H2O CO + 3H2 ; H = + 49,28 kcal / mol CO + H2O CO2 + H2 ; H = 8,5 kcal / mol (3) CxHy + 2xH2O xCO2 + (y/2 + 2x)H2 Reaksi yang pertama adalah reaksi steam reforming, sedangkan reaksi (2) adalah reaksi samping, yang sering disebut sebagai water-gas shift conversion. Reaksi (3) adalah reaksi steam reforming untuk hidrokarbon yang lebih berat dari metana. Reaksi antara CO dan H2O adalah reaksi eksotermis, namun cenderung lemah, sehingga dalam primary reformer reaksi yang mendominasi adalah reaksi (1), reaksi endoterm yang membutuhkan panas. Tiga faktor terpenting dalam steam reforming, antara lain: 1. Temperatur. Reaksi yang mendominasi dalam primary reformer adalah reaksi endotermis, yang akan meningkat konversinya bila temperatur operasi dinaikkan. 2. Tekanan. Tekanan rendah akan mengakibatkan konversi meningkat, karena jumlah koefisien produk lebih besar dari jumlah koefisien reaktan secara teori. Namun, reformer tetap dirancang bertekanan tinggi karena volume bejana yang dibutuhkan akan lebih besar bila diselenggarakan dalam tekanan rendah. Selain itu, tekanan tinggi pada reformer akan mengurangi beban kompresor nantinya, karena untuk unit2 selanjutnya (sintesis amonia) dibutuhkan tekanan yang tinggi. 3. Rasio Steam/Carbon. Rasio steam dan karbon yang optimum adalah sekitar 3,2. Rasio steam-karbon yang berlebihan dapat mengakibatkan pemborosan dalam penggunaan steam, sedangkan bila rasio antara steam dan karbon kurang, akan mengakibatkan deposit karbon. Deposit karbon adalah reaksi pembentukan karbon akibat kurangnya steam di dalam aliran gas umpan reformer. Deposit karbon dapat mengakibatkan


pengerakan, sehingga mengurangi keaktifan katalis reformer. Reaksi yang terjadi dalam deposit karbon adalah: CO + H2 C + 2 H2O 2CO CO2 + C

3.2.1

Primary Reformer Unit pertama dari reformer adalah primary reformer. Pada unit ini sebagian besar metana dikonversikan menjadi hidrogen dan karbon dioksida. Katalis yang digunakan adalah katalis Ni, yang tersedia di pasaran dalam bentuk oksidanya. Untuk mengaktifkan katalis tersebut, dibutuhkan aliran gas hidrogen yang akan mengaktifkan katalis NiO menjadi Ni dan H2O. Maka dari itu, gas proses sebelum dimasukkan ke dalam unit desulfurisasi, ditambahkan gas hidrogen dari HRU, selain untuk mengubah sulfur organik menjadi anorganik, hidrogen ini berfungsi untuk mengaktifkan katalis. Aktivitas katalis Ni di dalam primary reformer tergantung pada beberapa sifat dari katalis itu sendiri, antara lain: Bulk density. Seberapa besar keaktifan katalis dipengaruhi oleh seberapa besar void fraction yang dimiliki. Semakin besar nilai void fraction, maka semakin besar pula keaktifannya, karena permukaan katalis yang digunakan untuk membantu terjadinya reaksi akan semakin besar. Crush strength, menggambarkan seberapa besar tingkat kekuatan dari katalis. Pressure drop, menggambarkan besarnya energi yang hilang karena melewati katalis. Semakin kecil ukuran katalis, maka akan semakin besar pressure drop yang dialami aliran umpan. Kandungan nikel akan mempengaruhi tingkat kereaktifan dan ketahanan terhadap korosi. Semakin tinggi kandungan nikel, maka tingkat kereaktifan dan ketahanan terhadap korosi juga akan semakin tinggi. Komposisi penyangga yang optimum dapat memberikan ketahanan termal yang baik bagi katalis. Penyangga akan melindungi katalis dari kelebihan panas yang diberikan pada saat pembakaran. Kelembaban katalis dijaga maksimal 3%, karena bila terlalu lembab katalis akan mudah pecah. juga


Racun katalis dapat mengganggu aktivitas katalis, sehingga tidak dapat berperan baik dalam membantu keberjalanan reaksi.

Katalis yang telah diaktifkan, terkadang dapat mengalami deaktivasi. Deaktivasi tersebut dapat disebabkan oleh komposisi umpan, atau karena kondisi operasi. Primary reformer terdiri atas empat buah sel, dengan tiap sel memiliki masingmasing 96 tube katalis berdiameter 4 inci. Sesuai dengan proses lurgi, primary reformer kaltim-1 memiliki pembakar (burner) bertipe terrace firing, dengan 60 buah burner di tiap selnya. Primary reformer proses Lurgi juga memiliki dua seksi pemanasan, yaitu radiant section dan convection section. Radiant section adalah tempat pemanasan yang panasnya diambil langsung dari pembakaran main burner, sedangkan convection section adalah pemanas dengan panas yang dimanfaatkan dari flue gas primary reformer. Saat ini, aliran fuel gas dalam primary reformer dibagi menjadi dua, yaitu aliran main burner, pembakar yang digunakan untuk suplai panas di radiant section (total berjumlah 240 burner), dan aliran auxiliary burner, pembakar yang digunakan untuk menyuplai panas tambahan pada convection section (berjumlah 50 buah burner). Temperatur dalam tube katalis primary reformer dijaga sekitar 800-820 oC. Katalis Ni dapat beroperasi maksimum hingga temperatur 920 oC, bila melebihi suhu tersebut katalis, juga tube akan rusak. Selain itu, bila temperatur primary reformer cenderung terlalu tinggi, maka metana dalam gas proses akan habis bereaksi, dan secondary reformer tidak akan terpakai secara optimal. Komposisi keluaran primary reformer, adalah:Tabel 3. 1 Komposisi keluaran primary reformer

Komponen

Komposisi (%)

H2 N2 CO CO2 CH4 Ar

68,47 0,1 10,46 10,69 10,28 0


Uraian Proses Fuel gas bertekanan 26 bar diturunkan tekanannya menjadi 6 bar menggunakan PV (Pressure Valve) kemudian dipanaskan di Heat exchanger E-1018 AB hingga bersuhu 60 oC menggunakan steam bertekanan rendah. Fuel gas kemudian di-split, sebagian aliran menuju auxiliary boiler, sedangkan aliran lainnya bercampur dengan FOG (fuel-off gas dan flash gas) dari preheater unit refrigerasi menuju burner primary reformer. Dalam primary reformer aliran fuel gas dibagi menjadi dua, satu aliran menuju main burner, sedangkan aliran lainnya menuju auxiliary burner. Dalam main burner, terjadi pembakaran yang digunakan untuk memanaskan tube berisi gas alam (radiant section). Panas sisa pembakaran radiant section kemudian memasuki convection section untuk memanasi: Air umpan boiler bertekanan tinggi dari pompa BFW G-1005 di Heat exchanger E-1001 AB Gas proses (gas alam yang dicampur dengan hidrogen sebelum masuk unit desulfurisasi) di E-1002/1 AB dan E-1002/2 ABCD Udara proses dari kompresor udara G-1003 di E-1003 ABCD (sebelum masuk ke secondary reformer) Gas umpan primary reformer di E-1004 ABCD Membuat steam HP dari steam drum F-1001 di E-1005/1 AB dan E-1005/2 AB Membuat superheated steam dari steam drum F-1001, F-1101, serta tambahan air umpan boiler dari pompa G-1005 di E-1006/1 AB dan E-1006/2 AB. Selanjutnya steam tersebut akan sebagai heater di E-1010 dan E-1101.

3.2.2

Secondary Reformer Fungsi dari secondary reformer dalam persiapan bahan baku sintesis amonia adalah sebagai berikut: Menyiapkan nitrogen umpan sintesis amonia yang berasal dari udara. Udara dimasukkan ke dalam secondary reformer bersamaan dengan reformed gas dari primary reformer, kemudian dihilangkan senyawa-senyawa yang tidak dibutuhkan dalam udara, terutama oksigen.


Menyempurnakan reaksi dari primary reformer. Mempersiapkan rasio antara hidrogen dengan nitrogen, sedemikian hingga perbandingan molnya 3:1 saat mencapai ammonia converter.

Reaksi yang dominan terjadi pada secondary reformer adalah reaksi pembentukan air. Reaksi pembentukan air dalam unit ini bertujuan untuk menghilangkan oksigen yang ada dalam udara proses. Oksigen akan bereaksi dengan hidrogen membentuk air, dengan persamaan seperti berikut: 2 H2 + O2 2H2O ; H = 115,6 kcal / mol Selain reaksi pembentukan air, terjadi pula reaksi steam reforming lanjutan. CH4 + H2O CO + 3H2O ; H = + 49,28 kcal / mol. CO + H2O CO2 + H2 ; H = 8,5 kcal / mol. Reaksi steam reforming lanjutan selain untuk mengkonversikan metana yang belum terkonversi, juga untuk mereduksi panas yang dihasilkan oleh pembakaran air agar panas dalam secondary reformer tidak berlebih. Temperatur maksimum secondary reformer adalah 1010 oC untuk menghindari deaktivasi katalis, karena temperatur yang tinggi dapat menyebabkan sintering (katalis kehilangan permukaan aktifnya karena memadat atau karena munculnya kristal-kristal bulk material) dan peleburan penyangga. Penyangga yang digunakan dalam secondary reformer adalah alumina ball, yang diletakkan di bagian atas dan bawah katalis, untuk mencegah katalis terkena ledakan reaksi pembentukan air secara langsung. Keluaran secondary reformer diharapkan sebagai berikut:Tabel 3. 2 Komposisi keluaran secondary reformer

Komponen

Komposisi (%)

H2 N2 CO CO2 CH4 Ar

55,57 22,47 13,25 7,96 0,49 0,27


Uraian Proses Udara proses dari kompresor udara G-1003 bertekanan 38,45 bar dan temperatur 240 oC dipanaskan di penukar panas E-1003 ABCD menggunakan panas sisa pembakaran primary reformer hingga bersuhu 478 oC. Laju alir udara yang masuk ke secondary reformer diatur sehingga memenuhi kriteria 3:1 untuk umpan H2:N2 di ammonia converter. Oksigen yang terkandung dalam udara proses kemudian bereaksi dengan hidrogen dalam gas proses (bersuhu 812 oC) di dalam secondary reformer D-1002. Reaksi pembentukan air tersebut melepaskan panas hingga temperatur menjadi 1000-1100 oC. Panas yang dihasilkan kemudian digunakan untuk menyempurnakan reaksi pembentukan steam (lanjutan dari primary reformer) dengan katalis Ni. Gas keluaran secondary reformer memiliki konsentrasi metana sebanyak 0,49% dan bersuhu 949 oC. Katalis Ni cenderung akan mengalami degradasi bila terkena suhu yang terlampau tinggi. Untuk itu, katalis dilindungi oleh alumina ball pada bagian atas dan bawah unggun katalis agar ledakan yang terjadi akibat reaksi pembentukan air tidak langsung mengenai katalis. Agar tidak terjadi panas yang berlebihan pada reaktor, dinding bagian luar reaktor dialiri oleh cooling water secara terbuka dan terus-menerus. Cooling water dipompakan dari heat exchanger E-1007 ke dinding reaktor, kemudian kembali lagi ke E-1007 untuk ditukar panasnya dengan air laut.

3.3

Unit CO Shift Conversion Unit CO shift conversion bertujuan untuk menghilangkan CO di dalam aliran gas umpan, karena CO merupakan racun katalis di ammonia converter, namun tidak bisa diserap langsung oleh unit CO2 removal sehingga CO harus direaksikan dahulu membentuk CO2 melalui persamaan reaksi: CO + H2O CO2 + H2 ; H = 9.775 kcal/mol Reaksi shift conversion adalah reaksi eksotermis yang secara teori akan mengalami penurunan kesetimbangan bila temperatur operasi ditingkatkan. Secara termodinamika, konversi reaksi shift conversion akan meningkat bila

diselenggarakan dalam temperatur rendah. Namun secara kinetika, temperatur yang rendah akan mengakibatkan laju reaksi yang rendah pula. Maka dari itu, unit


CO shift conversion dibagi menjadi dua unit reaktor bertemperatur rendah dan tinggi, agar hasil optimum dari pelucutan CO dapat tercapai. Reaksi yang terjadi pada kedua unit ini sama, namun dalam kondisi operasi yang berbeda. Unit utama CO Shift Conversion terdiri atas High Temperature Shift Converter (HTSC) dan Low Temperature Shift Converter (LTSC). Desain awal dari pabrik Kaltim-1, yaitu konsep pabrik terapung, mengharuskan desain pabrik yang padat dan compact, sehingga unit HTSC dan LTSC dijadikan satu tower. Namun walau dijadikan satu tower, aliran dari HTSC tidak serta merta langsung masuk ke dalam LTSC. Aliran keluaran HTSC keluar melalui pipa bagian tengah tower, masuk ke Heat exchanger, baru kemudian masuk kembali ke tower CO shift conversion untuk menjadi umpan LTSC.

3.3.1

High Temperature Shift Converter (D-1003) Unit High Temperature Shift Converter (HTSC) D-1003 terdiri atas bed katalis Fe dengan kadar kemurnian 90-95%. Selain itu, terdapat pula CrO sebanyak 5-10% sebagai penyangga katalis untuk memperpanjang waktu pakai dari katalis tersebut. Reduksi katalis FeO (bentuk nonaktif dari Fe) dilakukan dengan cara mengalirkan gas proses (karbon monoksida dan hidrogen) ke dalam bed dengan suhu di atas 200 oC. Suhu aliran gas harus di atas 200 oC agar tidak terjadi kondensasi steam yang dapat membuat konversi tidak optimum. Reaksi reduksi katalis Fe adalah sebagai berikut. 3Fe2O3 + H2 2Fe3O4 + H2O 3Fe2O3 + CO 2Fe3O4 + CO2 2CrO3 + 3H2 Cr2O3 + 3H2O 2CrO3 + 3CO Cr2O3 + 3CO2 Senyawa-senyawa yang dapat meracuni katalis antara lain: Halida Arsenik Fosfor Silika


Deposit Karbon. Deposit karbon dapat dihilangkan sementara dengan regenerasi menggunakan steam yang mengandung 1-2% Oksigen pada temperatur 450 oC.

COS. Senyawa COS dapat membentuk H2S bila bertemu dan bereaksi dengan air, maka dari itu dicegah terjadinya kondensasi steam. H2S. H2S dengan kandungan yang cukup tinggi dapat menyebabkan turunnya aktivitas katalis sementara, karena senyawa aktif Fe3O4 akan bereaksi dengan H2S dan H2 dengan reaksi sebagai berikut: Fe3O4 + 3H2S + H2 3FeS + 4H2O

Komposisi keluaran HTSC yang diharapkan adalah:Tabel 3. 3 Komposisi keluaran HTSC

Komponen H2 N2 CO CO2 CH4 Ar

Komposisi (%) 59,43 20,51 3,39 15,96 0,45 0,2

Uraian Proses Reformed gas keluaran secondary reformer masuk ke transfer line menuju waste heat boiler E-1007. Dalam heat exchanger, panas dari reformed gas digunakan untuk membuat steam, sehingga temperatur keluaran gas hanya berkisar 370 oC. Reformed gas kemudian masuk ke HTS D-1003 dan terjadi reaksi konversi sebagian CO dalam reformed gas menjadi CO2 di dalam reaktor, sehingga gas akan keluar dengan suhu 434 oC.

3.3.2

Low Temperature Shift Conversion Unit LTSC memiliki bed katalis Cu, yang dapat direduksi menggunakan hidrogen atau karbon monoksida. Pada prakteknya, reduksi katalis lebih sering menggunakan hidrogen karena:


Reaksi reduksi dengan karbon monoksida sangat eksotermis, sehingga sulit dikontrol. Gas hidrogen lebih mudah diperoleh Bila menggunakan karbon monoksida, dapat memungkinkan terjadinya reaksi metanasi atau sintesis metanol dalam unit LTSC.

Temperatur operasi dalam LTSC dijaga maksimum 260 oC, karena bila melebihi nilai tersebut, Cu akan mengalami sintering. Umur katalis unit LTSC tergantung pada ada tidaknya sintering, serta keberadaan senyawa sulfur, klorida, atau kondensat steam. Unit LTSC memiliki dua bed katalis Cu di dalam reaktornya. Bed yang atas (paling pertama) dijadikan korban bila ada senyawa sulfur atau klorida naik ke umpan LTSC, agar bed kedua tidak mengalami kerusakan pada katalisnya. Komposisi yang diharapkan keluar dari LTSC mengandung:

Tabel 3. 4 Tabel Komposisi Keluaran LTSC


Komposisi (%) 60,67 19,89 0,23 18,53 0,44 0.24

Uraian Proses Reformed gas keluaran HTS D-1003 di-split menjadi dua aliran, satu aliran digunakan untuk memanaskan clean gas yang akan masuk ke metanator di heat exchanger E-1008, aliran lainnya digunakan untuk membuat steam bertekanan 80 bar dengan air umpan boiler dari drum F-1001 di heat exchanger E-1009. Setelah menjadi pemanas, aliran reformed gas digabung kembali (suhu 341,5 oC ) kemudian digunakan untuk memanaskan air umpan boiler di preheater E-1010 sebelum memasuki LTS D-1004 pada 197 oC. Reaksi konversi CO dilanjutkan di reaktor LTS ini hingga temperatur gas keluaran 222 oC.


3.4

Unit CO2 Removal Setelah keluar dari unit CO Shift Conversion, aliran gas masuk ke dalam unit CO2 removal sebelum masuk ke metanator. Sedapat mungkin CO2 dalam aliran gas umpan dihilangkan hingga hanya tersisa maksimum 0,1%. CO2 dalam aliran gas dihilangkan dengan cara mengontakkan aliran gas dengan absorben pada kondisi operasi tertentu. Absorben yang digunakan adalah larutan benfield/karbonat yang mengandung potassium karbonat, DEA (sebagai aktivator), V2O5 (sebagai zat anti korosi), dan UCON (sebagai zat anti foaming). Tahapan dalam CO2 removal terbagi atas dua, yaitu absorpsi dan regenerasi. Absorpsi dilakukan untuk menghilangkan CO2 dari aliran gas umpan sintesis. Absorpsi berlangsung pada tekanan 27 bar dan temperatur 96 oC . Sedangkan regenerasi dilakukan untuk mendaur ulang larutan karbonat agar dapat digunakan kembali. Proses regenerasi dilakukan menggunakan steam, pada tekanan operasi 0,5 bar dan temperatur 116 oC. Proses absorpsi dilangsungkan dengan mereaksikan karbonat dengan karbon dioksida dalam aliran gas, sebagai berikut: K2CO3 (l) + H2O (l) + CO2 (g) 2KHCO3 (l) + panas (Q) Untuk memindahkan gas karbon dioksida dari aliran gas umpan ke larutan karbonat, reaktan gas harus terlarut dalam reaktan cair, agar reaksi dapat berlangsung dengan baik. Maka dari itu proses absorpsi harus diselenggarakan pada tekanan yang tinggi dan temperatur yang rendah, sehingga gas akan mudah terlarut dalam cairan. Absorben karbon dioksida, yaitu potassium karbonat, juga butuh diaktivasi agar dapat mengikat karbon dioksida, serta menurunkan tekanan parsial karbon dioksida. Aktivator yang digunakan adalah DEA (R2NH) dengan reaksi deaktivasi seperti berikut: R2NH + CO2 R2NCOOH R2NCOOH + K2CO3 + H2O 2KHCO3 + R2NH CO2 + K2CO3 + H2O 2 KHCO3 Proses regenerasi adalah kebalikan dari absorpsi, bila dilakukan dalam kondisi operasi yang mendukung, yaitu pada tekanan rendah dan temperatur tinggi.


Temperatur tinggi dan tekanan yang rendah menyebabkan gas sulit terlarut dalam cairan sehingga karbon dioksida akan terlepas dari absorben, kemudian mengikuti aliran steam. Temperatur yang tinggi disuplai dari steam yang masuk melalui bagian bawah regenerator. Untuk memperluas bidang kontak, bed dalam kolom absorber dan regenerator diisi dengan pall ring, sehingga kemungkinan terjadinya kontak lebih besar. Tekanan vakum dalam regenerator dijaga dengan memasang ejektor guna menurunkan tekanan dalam regenerator menggunakan steam. Steam tersebut juga digunakan untuk menghisap karbon dioksida yang masih lolos dan masuk ke flash drum. Larutan Benfield Larutan benfield, atau larutan pengikat karbon dioksida di absorber, mengandung sebagian besar senyawa potasium karbonat. Selain potasium karbonat, larutan absorben juga mengandung DEA, vanadium pentaoksida, UCON, dan sebagian kecil potasium bikarbonat. Komposisi rancangan dari larutan benfield adalah sebagai berikut:Tabel 3. 5 Komposisi larutan Benfield desain

Komponen K2CO3 DEA V2O5 UCON KHCO3

Komposisi 30%-w 3%-w 0,8%-w 50 cc/shift 0

Absorben akan menyerap gas karbon dioksida dengan optimum bila konsentrasi potasium karbonat dalam absorben berjumlah dua kali lipat konsentrasi potasium bikarbonat. Pada pengoperasian normal, komposisi larutan benfield adalah sebagai berikut:Tabel 3. 6 Komposisi larutan Benfield aktual

Komponen K2CO3 DEA V2O5

Komposisi 27,5%-w 2,5%-w 0,5-0,8%-w


UCON KHCO3

50 cc/shift 13%-w

Seberapa efektif larutan absorben dapat menyerap karbon dioksida dapat diukur menggunakan FC (Fraction Conversion) atau yang biasa disebut efektivitas penyerapan. Besarnya efektivitas penyerapan bergantung pada persamaan berikut: =1 + 0,691

FC menggambarkan berapa jumlah potasium karbonat yang terkonversi menjadi potasium bikarbonat usai menyerap gas karbon dioksida. Untuk larutan benfield yang telah jenuh usai menyerap karbon dioksida dari aliran gas umpan, yang biasa disebut rich solution, memiliki nilai FC sekitar 0,82-0,91, sedangkan larutan benfield yang siap dijadikan absorben memiliki nilai FC ekitar 0,25-0,4. Kemampuan larutan dalam menyerap CO2 disebut sebagai carrying capacity. =

Pada dasarnya, larutan karbonat tidak akan menyebabkan korosi pada bahan logam. Namun, KHCO3 yang terkandung di dalam larutan karbonat bersifat korosif, sehingga dapat menyebabkan terjadinya korosi pada material logam yang dilaluinya. Korosi terjadi akibat tidak adanya lapisan pelindung (passive layer) yang melapisi permukaan bahan logam. Untuk itu, dalam larutan karbonat ditambahkan zat anti korosi, V2O5, yang akan membantu terbentuknya passive layer pada permukaan logam yang dilalui larutan karbonat. V2O5 akan mengoksidasi besi pada permukaan bahan, sehingga membentuk Fe3O4 yang merupakan lapisan pasif dan menghalangi Fe bereaksi dengan ion HCO3-. Lapisan pasif dapat rusak bila mengalami hantaman keras atau terkikis oleh endapan bikarbonat di atasnya. Terjadinya korosi dapat terindikasi dari meningkatnya konsentrasi Fe dan menurunnya konsentrasi ion V pada larutan keluaran. Konsentrasi Fe dalam larutan dibatasi hanya sebesar 100 ppm. Ion bikarbonat mudah mengalami pengendapan dan solidifikasi pada temperatur rendah, yang dapat mengakibatkan pengerakan pada line karbonat. Untuk menjaga agar larutan tidak mengendap, maka temperatur larutan dijaga di atas titik jenuhnya. Untuk penyimpanan, larutan karbonat harus diturunkan terlebih dahulu nilai FC-nya yaitu dengan proses regenerasi.


Selain korosi dan pengendapan, larutan benfield juga dapat mengalami pembusaan atau foaming. Foaming dapat terjadi akibat impurities di dalam larutan, seperti suspended solid, hydrocarbon terlarut, hasil degradasi DEA, corrosion inhibitor, anti foam, dan oil/grease. Terjadinya foaming dapat diindikasi dari beberapa gejala berikut: Beda tekanan yang tinggi Terdapat carry over pada produk CO2 Meningkatnya CO2 leak Hunting pada indikasi level

Foaming dapat dicegah dengan mengalirkan larutan karbonat ke dalam saringan mechanical filter secara terus-menerus. Carbon filter sesekali juga diperlukan untuk menyaring hidrokarbon, oli, dan grease yang terakumulasi di dalam larutan karbonat. Clean gas outlet absorber (setelah penyerapan CO2 oleh absorben) diharapkan memiliki komposisi sebagai berikut.Tabel 3. 7 Komposisi gas keluaran absorber


Komposisi (%) 74,38 24,41 0,28 0,1 0,53 0.29

CO2 yang diserap oleh absorben kemudian dilepaskan lagi dari larutan karbonat pada unit regenerator. CO2 yang telah dilepas dari regenerator fine regenerator D1053 akan masuk ke bagian bawah D-1052 kemudian akan bergabung dengan CO2 yang dilepas dari bulk absorber D-1052. CO2 tersebut kemudian dikirim ke pabrik urea dengan spesifikasi:Tabel 3. 8 Spesifikasi produk CO2

Komponen H2 N2

Komposisi (%) 0,95 0,17


CO2

98,87

Uraian Proses Gas keluaran LTS D-1004 dengan kandungan CO2 sebesar 18,8% dialirkan menuju heat exchanger E-1055 untuk membuat steam bertekanan rendah dengan kondensat yang didapat dari G-1059. Gas kemudian dipisahkan dari kondensatnya di separator F-1058, setelah itu dilewatkan ke heat exchanger E-1050 AB untuk memanaskan larutan benfield dari flash tank F-1063. Kondensat hasil penukaran panas tersebut dipisahkan dalam separator F-1051 sehingga menghasilkan gas bertekanan 27,4 bar dan suhu 125oC. Low Temperature (LT) gas dari F-1051 masuk ke dalam bulk absorber D-1050 melalui aliran bagian bawah absorber. Dalam bulk absorber, gas akan mengalami kontak dengan larutan benfield/karbonat dari arah yang berlawanan (countercurrent) dengan laju alir 1900 kg/jam, sehingga CO2 dalam gas akan terserap masuk ke dalam larutan karbonat. Keluar dari bulk absorber D-1050, LT gas masuk ke bagian bawah fine absorber D-1051 pada temperatur 103oC, kemudian CO2 dalam gas diserap lagi menggunakan larutan lean carbonat dari D-1053 (laju alir 308 kg/jam). Clean gas keluaran fine absorber D-1051 dengan suhu 96oC, tekanan 27,1 bar, dan konsentrasi CO2 kurang dari 0,1% masuk ke dalam separator F-1050 A. Kondensatnya masuk ke dalam drum F-1057, sedangkan gasnya dipisahkan lagi di separator F-1050. Clean gas dari F-1050 baru kemudian masuk ke unit metanasi.

Regenerasi Larutan Benfield Larutan benfield yang telah digunakan untuk menyerap CO2 di absorber D-1050 (larutan rich solution) dengan temperatur 116 oC dan tekanan 27,4 bar masuk ke bagian atas bulk regenerator D-1052. Sebelum ma

Documents

Laporan Umum Untuk Pkt