Indonesia merupakan salah satu negara di dunia yang mempunyai cadangan gas bumi yang cukup besar. Selain gas-gas hidrokarbon, di dalam komposisi gas bumi juga terkandung kontaminan berupa gas-gas impurities berupa uap air, N2, CO2, dan H2S. Dengan kadar CO2 dan uap air relative lebih besar dibandingkan N2 dan H2S, maka diperlukan suatu proses penghilangan gas asam tersebut dari gas alam. Salah satu proses untuk mengurangi kadar CO2 dalam gas alam adalah dengan menggunakan fasilitas CO2 Removal Plant.
Gas CO2 disebut juga sebagai gas asam (acid gas), karena sifatnya yang asam bila bercampur dengan uap air, serta derajat keasaman lebih tinggi dari H2S dan juga akan menurunkan nilai bakar dari gas alam tersebut.
Gas yang masih mengandung CO2 dialirkan menuju Absorber untuk dilakukan proses absorbsi ( penyerapan ) berdasarkan perbedaan daya larut ( solubility ) dari gas yang diproduksi oleh sumur-sumur di lapangan. Semakin besar perbedaan daya larut maka pemisahan akan lebih mudah, dalam pembahasan ini media yang kita gunakan untuk proses pemisahan yakni dengan sistem kimiawi adalah MDEA. Dalam absorbsi kimia, gas yang akan dihilangkan direaksikan dengansolvent dan akan tinggal didalam larutan MDEA tersebut. MDEA mempunyai sifatreversible atau bisa diregenerasi kembali dengan menggunakan stripper ( untuk di CLU ) dan
menggunakan LP Flash ( untuk di Subang ). Secara umum CO2 Removal diperlukan untuk mencegah serangan asam carbonat ( carbonic acid ) terhadap baja karbon ( carbon steel ) yang akn berakibat baja berkarat. Selain hal tersebut penghilangan CO2 juga bermanfaat untuk menaikan heating value atau nilai bakar dari gas yang akan dikonsumsi. Akan tetapi keberadaan CO2 dalam gas tidak selalu menimbulkan korosi atau tidak perlu dikhawatirkan, yang perlu dicermati adalah keberadaan asam carbonat ( carbonic acid ) yang terbentuk dari terlarutnya CO2 dalam air kondensasi (condensed water ). Tempat-tempat yang dapat menimbulkan
terbentuknya larutan carbonic acid dengan uap CO2 adalah dielbow-elbow puncak menara absorber dan stripper ataupun di dalam reflux drum.
Derajat korosisivitasnya dipengaruhi oleh temperatur , konsentrasi CO2 dan banyaknya amine penetralisir. Pada intinya CO2 Removal Plant berfungsi untuk :
1. Menurunkan kadar CO2 yang terkandung pada hydrocarbon. 2. Menaikan heating value karena kadar CO2 dalam gas rendah. 3. Memperpanjang umur fasilitas produksi karena tingkat korosi kecil. Pada peralatan CO2 Removal terdapat tempat-tempat tertentu yang tidak
dengan stainless steel sedangkan outlet gas dari Stripper ke Reflux Drum semuanya menggunakan stainless steel. Internal packing untuk Absorber maupun Stripper didesain agar dinding pressure vesselnya tetap basah, sehingga shell pressure vessel di sekitar internal packing cukup menggunakan carbon steel.
Pada proses CO2 Removal, kandungan CO2 akan diturunkan dari sekitar 40% menjadi maksimum 5% dengan cara pengikatan secara kimiawi menggunakan larutan amine.
II.2 PROSES PENYERAPAN ( ABSORBSI )
CO2 Removal merupakan salah satu contoh proses pengolahan gas (gas treating) dengan cara absorbsi ,yaitu proses penyerapan gas pengotor (impurities) CO2 dari senyawa-senyawa yang diinginkan.
Proses absorbsi sangat dipengaruhi oleh:
• Target kemurnian gas yang diinginkan. • Konsentrasi pengotor dalam gas yang diolah • Kapasitas gas yang akan diolah
• Jenis solvent atau absorbent yang dipakai • Konsentrasi amine
Absorpsi ada dua macam yaitu absorpsi fisis dan absorpsi kimia dalam penulisan ini yang akan dibahas adalah absorbsi kimia.
Absorbsi adalah proses pemisahan gas ikutan dari umpan berdasarkan perbedaan daya larut (solubility). Semakin besar perbedaan daya larut, maka pemisahan akan semakin mudah. Didalam absorbsi kimia, gas yang akan dihilangkan bereaksi dengan solven dan akan tinggal dalam larutan. Absorpsi fisika adalah dengan
menggunakan absorben yang dapat melarutkan acid gas dari aliran gas, sementara gas hidrokarbon itu sendiri tidak dapat larut didalamnya, sehingga diharapkan produk yang dihasilkan merupakan gas hidrokarbon murni. Absorpsi kimia adalah suatu reaksi menggunakan media pelarut kimia yang berfungsi sebagai absorben akan bereaksi dengan gas asam (CO2,H2S,COS) menjadi senyawa lain, sehingga gas alam yang dihasilkan sudah tidak lagi mengandung gas asam. Larutan MDEA ( methil diethanolamine )merupakan salah satu solven yang digunakan dalam absorpsi kimia, yang dapat mengurangi kadar CO2 dan H2S.
Dalam pengoperasiannya CO2 removal di Subang dan Cilamaya menggunakan metode pemisahan acid secara absorbsi kimia yaitu menggunakan media MDEA (methil diethanolamine ).
Gas alam yang akan dicampurkan dengan Larutan Amine, selanjutnya mengalami reaksi eksotermik reversibel yaitu adanya kenaikan temperatur pada media
kandungan CO2 dalam gas akan berpindah atau terikat dalam Larutan Amine. Gas yang telah bersih atau berkurang kadar CO2 nya kemudian akan dialirkan untuk dikonsumsi sedangkan amine yang telah menyerap CO2 (rich amine) akan diproses sampai dengan amine tersebut menjadi bersih kembali (lean amine) dan dipakai untuk menyerap CO2 lagi.
II.3 KENDALA OPERASIONAL
II.3.1 Spesifikasi pemisahan tidak terpenuhi
Tidak tercapainya spesifikasi gas keluar dari absorber (misalnya konsentrasi gas keluar tinggi) dapat berasal dari beberapa faktor antara lain:
1. Perubahan konsentarsi gas masuk ke menara penyerap 2. Perubahan suhu dari umpan
3. Perubahan suhu dari solven penyerap 4. Perubahan konsentrasi solven penyerap 5. Perubahan kondisi menara:
• Perubahan tekanan sistem (pressure drop) • Perubahan suhu sistem
• Perubahan kecepatan sirkulasi solven • Perubahan kecepatan aliaran gas
• Kerusakan mekanis pada peralatan menara penyerap II.3.2 Terjadinya foaming
Di setiap industri yang mengoperasikan menara penyerap, tidak dapat dihindari akan kehilangan solven karena terjadinya foaming namun hal tersebut sebisa mungkin diminimalisir. Foaming yang terjadi di dalam salah satu column, akan mengurangi derajat kontak antara phase uap dengan cairan sehingga akan menurunkan effektivitas di dalam operasinya.
Foaming dapat terjadi karena partikel yang halus seperti carbon yang lembut, kotoran atau karat. Yang nampak jelas potensial untuk mengurangi foaming adalah dengan carbon atau dengan penapisan secara mekanis atas larutan. Foaming juga dapat disebabkan oleh rich dan lean loading yang tingginya berlebihan. Secara umum foaming terjadi karena perbedaan tegangan dua molekul yang berbeda hal ini bisa disebabkan lean loading atau jumlah CO2 yang terkandung dalam lean amine masih terlalu tinggi (lebih dari 0.2 mol/mol)
Sedangkan foaming yang terjadi pada Absorber akan mengakibatkan terbawanya amine keluar bersama hydrocarbon pada saat pemisahan. Foaming dapat
ditunjukkan pula oleh adanya perubahan pressure drop yang tidak menentu yang terjadi pada column atau tinggi permukaan cairan pada dasar dari Stripper atau Absorber yang berubah-ubah, sehingga indicator panel akan menunjukkan level cairan yang naik turun tidak beraturan.
Apabila terjadi foaming, maka injeksikan anti-foam ke dalam sistem sesuai kebutuhan. Penambahan anti foam yang berlebihan, dapat menyebabkan
kekacauan yang tiba-tiba di dalam operasi, sebab foaming itu sendiri menyebabkan instabilitas. Permukaan cairan pada Stripper suatu ketika akan turun sampai pada batas yang membahayakan pada saat penambahan anti-foam, untuk
mengantisipasinya peristiwa seperti itu, level cairan pada Stripper kadangkala harus dinaikkan terlebih dahulu sebelum ditambahkan anti-foam.
Foaming dapat disebabkan oleh :
1. Partikel padat yang sangat lembut. Suspended solids (FeS, karbon, koloidal besi oksida, material filter)
2. Asam organic yang dibawa oleh aliran gas. Hidrokarbon + asam organik ® sabun amine
3. Hydrocarbon yang terlarut dan terikut dalam aliran gas. 4. Produk yang mengalami degradasi.
5. Water make up yang memiliki kandungan kimia organic yang tinggi. II.3.3 Kehilangan solven
Kehilangan solven dapat disebabkan beberapa hal:
1. Mekanis
• Kebocoran pada pipa, sambungan, dan sistem pemompaan • Pengambilan sample atau purging
2. Entrainment
• Diameter menara terlalu kecil untuk ukuran aliran gas yang digunakan • Distributor dari dari solven terlalu kecil atau tersumbat
• Tray atau plate rusak atau tersumbat
• Konsentrasi solven terlalu tinggi (lebih besar dari 40 %) • Tekanan sistem terlalu rendah
• Suhu didalam menara terlalu tinggi 2. Penguapan
• Kosenstrasi solven yang tinggi • Tekanan sistem terlalu rendah BAB III
OPERASIONAL CO2 REMOVAL
III.1 CO2 REMOVAL PLANT CILAMAYA UTARA
Lapangan Cilamaya Utara di desain untuk dapat memproduksi 44 MMSCFD gas alam dengan karakteristik gas mengandung 40 % CO2. Kandungan CO2 ini akan diturunkan menjadi 5 % dengan cara penyerapan secara kimia menggunakan larutan Amine. Untuk saat ini produksi gas di SP. CLU berkisar 15 MMSCFD sehingga pengoperasian menyesuiakan dengan keadaan tersebut. Gas alam dengan Larutan Amine, akan mengalami reaksi eksotermik reversibel, kandungan CO2 dalam gas akan berpindah atau terikat dalam Larutan Amine. Larutan Amine yang digunakan di SP. CLU adalah campuran dari MDEA ke dalam air dengan perbandingan volume 50 %.
Pengoperasian diatas konsentrasi dari yang telah disebutkan di atas akan
mengakibatkan naiknya fiskositas larutan, penyerapan gas asam kurang efisien dan meningkatkan kandungan hydrokarbon yang terserap dalam larutan MDEA. Selain itu juga mengakibatkan berkurangnya efisiensi perpindahan panas serta
bertambahnya tenaga pemompaan. Pengoperasian dibawah konsentrasi tersebut berakibat perlunya meningkatkan kapasitas pemompaan dan meningkatnya reboiler duty.
Larutan MDEA ditambah air yang belum terkontaminasi dengan gas asam disebut Lean Amine, sedangkan larutan yang telah mengandung CO2 disebut Rich Amine. Lean Amine yang akan bereaksi dengan gas di Absorber harus dijaga pada suhu tertentu yaitu berkisar 5 °F sampai 10 °F diatas suhu feed gas. Ketentuan
temperatur ini sangat penting, agar tidak terjadi kondensasi dari gas hydrokarbon pada saat bereaksi dengan Amine dan dapat menimbulkan Foaming. Berikut adalah proses dan peralatan yang digunakan di CO2 Removal Plant Cilamaya.
III.1.1 SCRUBBER (D-07)
hasil kondensasi hydrokarbon ataupun air. Keberadaan scrubber ini sangat penting karena Liquid akan merugikan pengoperasian Larutan Amine.
III.1.2 ABSORBER (T-200)
Gas yang telah disaring Scrubber mengalir pada bagian bawah Absorber melalui line inlet absorber (T-200) menuju Outlet Nozle yang terletak pada bagian atas Absorber. Pada saat gas melewati Absorber Column, secara bertahap CO2 akan mengalami reaksi eksotherm dengan Larutan Amine. Semakin ke atas maka semakin banyak CO2 dalam gas yang bereaksi dan terikat dalam Larutan Amine, hingga pada Outlet Gas Absorber kandungan CO2 dalam gas hanya tertinggal maksimum 5 %. Gas yang keluar dari Absorber akan bersuhu 131 °F dan Jenuh Air (Water Saurated). Gas ini akan dialirkan menuju Dehydration Unit. Hal yang perlu diperhatikan dalam pengoperasian Absorber adalah menjaga suhu operasi diantara range 128 °F sampai 132 °F, agar Foaming tidak terjadi secara berlebihan, dan kemampuan absorsi Amine sesuai dengan ketentuan. Selain itu tekanan operasi didesain pada range 200 psig sampai 250 psig. Perbedaan tekanan gas masuk dan keluar dari Absorber secara teori sebesar 10 psig. Apabila terjadi perbedaan
tekanan yang berlebih maka hal itu merupakan indikasi terjadinya Foaming.
Langkah yang kita ambil untuk di SP. CLU. adalah dengan cara menurunkan tekanan gas masuk Absorber. Temperatur di outlet Absorber berkisar 145 °F yang
merupakan efek dari proses eksothermis yang bersifat melepaskan panas. III.1.3 AMINE FLASH TANK (V-110)
Larutan amine yang telah beraksi dengan CO2 akan keluar dari Absorber dan
menuju Flash Drum bertekanan maksimal 55 psig yang berfungsi untuk melepaskan heavy hydrocarbon maupun unstable gas (CO2) yang terikat dalam larutan
aMDEA.Heavy hydrocarbon yang tertangkap akan dibuang ke oil catherdan flash gasnya akan dialirkan ke CO2 stack. Flash Drum dioperasikan pada tekanan 55 psig untuk mendorong rich amine sampai ke Stripper (T-210) setelah melewati Rich Amine Exchanger (E-420) untuk proses pemanasan awal.
III.1.4 LEAN/RICH AMINE EXCHANGER (E-420)
Lean/Rich Amine Exchanger berfungsi untuk efisiensi panas dan dingin dengan tekanan berkisar 40 sampai 50 psig. CO2 Removal di SP. CLU menggunakan sistem Amine yang dapat didaur ulang (Reversible) dimana cara regenerasinya adalah dengan cara pemanasan dengan suhu antara 230 sampai 250 °F. Dilain sisi Amine yang telah diregenerasi perlu didinginkan kembali sehubungan suhu kerja di Absorber yang ditentukan adalah 130 °F. Kegunaan dari L/R Amine Exchanger adalah untuk efisiensi panas dimana Rich Amine yang menuju Stripper mengalami pemanasan awal sedangkan Lean Amine yang menuju Absorber atau Cooler
Exchanger dioperaskan pada tekanan sekitar 58 psig. Rich Amine yang telah
mengalami proses pemanasan awal ini kemudian dialirkan menuju Stripper Column. III.1.5 AMINE STRIPPER (T-210)
Fungsi dari Amine Stripper disini adalah untuk meregenerasi larutan dari Rich Amine menjadi Lean Amine agar dapat disirkulasikan kembali dan menangkap CO2 di Absorber. Cara meregenerasikan Rich Amine menjadi Lean Amine adalah dengan memanaskan larutan tersebut pada suhu didih larutan Amine di Reboiler. Untuk pengontrolan serta optimasi dari proses regenerasi dan beban Reboiler diperlukan temperatur indikasi di Overhead Stripper karena temperatur disini merefleksikan uap yang sedang diregenerasikan di Reboiler. Temperatur di bagian bawah Stripper akan berkisar 250 °F. Sedangkan level di Surge Tank dijaga pada 30% dalam kondisi tekanan dan temperatur operasi. Pada Stripper dipasang Differential Pressure
Indicator Switch yang bila terjadi perbedaan tekanan lebih besar dari 5 psig, maka akan memberi sinyal ke pompa antifoam untuk menginjeksikan cairan antifoam ke dalam Absorber.
III.1.6 REBOILER (E-430)
Fungsi dari Reboiler adalah untuk transfer panas kepada lerutan Amine agar dapat melepas Acid Gas yang terkandung di dalamnya. Pengoperasiannya berkisar pada temperatur 2300 F dan rate sirkulasi Therminol 6000 Gpm
III.1.7 REFLUX CONDENSER (E-410)
Acid Gas yang terlepas bersuhu 2100 F dari proses regenerasi akan mengalir keluar dari atas Stipper Column dan dibuang ke udara melalui CO2 Stack. Namun pada kenyataannya keluaran gas tersebut tidak hanya merupakan CO2, tetapi juga terikut (Carried Over) larutan amine dalam jumlah tertentu. Agar make-up larutan tidak terlalu banyak, maka sebelum gas CO2 dibuang perlu didinginkan
menggunakan Reflux Condensser (E-410) sampai dengan 750, yang berfungsi mengkondensasikan Larutan Amine tersebut dalam aliran gas CO2. Hasil kondensasinya kemudian ditangkap di Reflux Drum (P-120)
III.1.8 REFLUX DRUM ( P-120)
Hasil kondensasi di Refluk Condenser (E-410) kemudian ditangkap di Reflux Drum (P-120).kemudian cairannya dipompakan kembali ke Stripper Column. Reflux Condenser dan Reflux Drum dioperasikan pada tekanan sekitar 8 psig dengan temperatur kondesasinya sekitar 120 °F. Gas CO2 sebagian dikirim ke PT Samator dan sebagian lagi di alirkan ke vent stack.
III.1.9 AMINE COOLER (E-400)
ditetapkan, akan menyebabkan Foaming, sedangkan apabila suhu berada diatas suhu operasi akan menyebabkan kemampuan Absorbsi tidak maksimal.
III.1.10 SOCK FILTER DAN CHARCOAL FILTER
Sebagian Larutan Lean Amine yang dialirkan ke Absorber terlebih dahulu dialirkan melalui Sock Filter dan Charcoal Filter. Kotoran berwujud Solid akan ditangkap di Sock Filter yang berisi serat selulosa, sedangkan kotoran yang berwujud
Hydrocarbone akan ditangkap di Charcoal Filter yang berisi active carbon. Amine yang dialirkan ke filter sekitar 15 % hingga 20 % dengan cara mengatur Butterfly Valve dan melihat Flow Indikator (FI-300), sedangkan Retention Time sekitar 20 menit di Charcoal Filter.
III.1.11 POMPA BOOSTER (P-501)
Larutan Lean Amine akan turun ke bagian bawah Stripper ( Surge Tank Stripper) masuk ke Suction Pompa Booster (P-501) untuk dipompakan melewati Heat Exchanger. Kemudian masuk ke Lean Amine Cooler, selanjutnya larutan amine sebagian masuk ke Filter ( 15%) dan sebagian lagi langsung masuk ke suction Pompa Injection ( P-500 ).
III.1.12 POMPA INJECTION (P-500)
Pompa Injection berfungsi mensirkulasikan Lean Amine masuk ke Absorber dengan tekanan 300 psig dan rate amine berkisar 500-600 Gpm yang diatur menggunakan FCV 500 agar tercapai proses penyerapan CO2 sesuai dengan parameter yang ditetapkan. Tekanan diatur diatas press Absorber sedangkan rate dikondisikan sesuai kebutuhan absorbsi..
III.2 CO2 REMOVAL PLANT SUBANG 3.1. Diskripsi Proses
CO2 Removal ini didesain untuk menurunkan kadar CO2 didalam 200 mmscfd gas alam umpan, dari kadar 23 % menjadi 5 % (dry basic). Pemisahan CO2 dicapai dengan menggunakan larutan aMDEA . Larutan ini bereaksi secara kimiawi dengan CO2 didalam gas umpan. Penyerapan ini terjadi di Absorber Column , pada
temperature 60-70.8o C dan tekanan 36 kg/cm2 . Level di Absorber dikontrol oleh LIC-1101/1201. Absorber Column dilengkapi dengan LS untuk menutup valve XV-1103/1203 mencegah gas bertekanan tinggi mengalir ke LP Flash Column. Setelah kandungan CO2 terserap oleh aMDEA di dalam Absorber Column, gas yang
mengandung 5% CO2 (Sweet Gas) kemudian didinginkan di Sweet Gas Fin Fan Cooler untuk memisahkan kondensat. Cairan hasil kondensasi ditampung di Sweet Gas KO Drum . Cairan yang tertampung, dikontrol permukaannya oleh
LIC-1104/1204, kemudian dikirim ke Sump Tank. Sweet Gas selanjutnya akan dihilangkan kandungan airnya pada Dehidration Plant (DHP).
bertekanan rendah sebagai media pemanas (LP Steam). Jumlah LP Steam dikontrol oleh TIC-1106/1206 yang mendapat signal input dari temperatur larutan aMDEA keluar dari bottom LP Flash Column. Rich aMDEAyang keluar dari aMDEA Solution Heater, tekananya turun ketika melewati LP Flash Column. Pada tekanan rendah di LP Flash Column (0.2 kg/cm2), CO2 yang terlarut akan terlepas dari Rich aMDEA pada temperatur 73.6 °C. LP Flash Columnlengkapi dengan LS untuk menghentikan pompa sirkulasi aMDEA bila level di LP Flash Column mencapai 10%.Level LP Flash Column dikontrol dengan cara mengatur jumlah air (Process Water) yang
dimasukkan ke Absorber Column, menggunakan FIC-1102/1202.
Gas CO2 yang terlepas pada 73.6 °C di LP Flash Column keluar dari bagian atas kemudian didinginkan di CO2 Fin Fan cooler sampai 50o C untuk
mengkondensasikan partikel-partikel air maupun aMDEA yang berada dalam off gas sebelum dibuang ke atmosfer. Hasil kondensasi ini akan dikirim kembali keLP Flash Column menggunakan pompa 104-P1/2. Jumlah aliran kondensat ke LP Flash
Column dikontrol oleh permukaan cairan kondensat di CO2 KO Drum menggunakan LV-1109/1209. CO2 KO Drum di set pada level 50%.
Lean aMDEA dipompakan ke Absorber menggunakan Circulation Pump. JumlahLean aMDEA yang melewati Mechanical dan Carbon Filter adalah 10 % dari jumlah aliran yang ke AbsorberColumn dan dikontrol oleh FV-1103/1203 untuk dipisahkan partikel padat dan heavy hydrocarbon yang terlarut dalam aMDEA.
3.2. Absorber Column ( 101-C )
Proses penyerapan CO2 dilakukan dalam absorber dengan cara mengalirkan gas dari bawah dan aMDEA dari atas. Gas umpan masuk ke absorber pada bagian bawah dan dikontakkan secara countercurrent dengan umpan larutan aMDEApada bagian atas absorber. Pertukaran massa dan energi terjadi pada bagianpacking absorber yang berfungsi memperluas kontak aMDEA dengan gas. Gas keluaran absorber (treated gas) meninggalkan absorber dengan konsentrasi CO2 yang diinginkan. Gas keluaran absorber kemudian didinginkan untuk mengurangi kandungan air sebelum akhirnya masuk ke dehydration plant ( DHP ).
Agar penyerapan optimal maka prinsip yang telah diterapkan dalam absorbsi ini adalah tekanan tinggi (+ 36 kg) dan suhu sebisa mungkin rendah (+60°C) karena pada kondisi ini kelarutan karbondioksida cukup tinggi .
Faktor-faktor yang perlu dipertimbangkan adalah :
• Flow gas & besarnya kandungan CO2
• Flow sirkulasi amine dan konsentrasi amine • Tekanan dan suhu operasi
Rich solution (larutan aMDEA yang banyak mengandung CO2 )keluar absorberdari bagian bawah absorber menuju heat exchanger.
Heat Exchanger berfungsi untuk menaikkan temperatur rich aMDEA dari temperatur rendah (70.8 ºC) menjadi temperatur tinggi (73.6 ºC). Heat exchangerini akan menaikkan temperatur rich aMDEA dengan cara mengontakkan larutan dengan LP steam dari boiler. Setelah kontak dengan aMDEA , steam tersebut akan turun
temperaturnya dari 155 °C menjadi 90 °C .aMDEA dari absorber akan keluar melalui bottom menuju tube dari HE dan steam akan mengalir dari boiler menujushell dari HE. Pemanasan larutan aMDEA dilakukan hingga 73.6 ºC untuk meregenerasi rich amine menjadi lean amine agar bisa menyerap CO2 kembali.
1. LP Flash Column ( 102-C )
Rich aMDEA bertemperatur 73.6 ºC dan menuju LP Flash Column untuk melepaskan CO2 . Proses regenerasi rich amine di LP Flash Colum dilakukan dengan cara
menaikkan temperatur hingga 73.6 ºC dan tekanan rendah berkisar 0.2 kg/cm2. Temperatur lean amine yang meninggalkan LP Flash Column dijaga pada 600C agar penyerapan di Absorber optimal.
Gas asam yang meninggalkan bagian atas LP-flash didinginkan pada CO2 Fin Fan Cooler .Hasil kondensasi akan ditampung di CO2 KO Drum dan akan dipompakan kembali ke LP Flash, sementara gas CO2 yang sudah kering akan dibuang ke atmosfir.
Larutan aMDEA yang telah diregenerasi (lean amine) diumpankan kembali ke
bagian atas absorber menggunakan aMDEA Transfer Pump untuk melakukan proses absorbsi.
3.5. aMDEA Transfer Pump ( 101-P )
Pompa ini berpenggerak gas engine ( Gas Engine Driven ) dan dilengkapi dengan instrumentasi untuk menghindari kerusakan engine maupun pompa diantaranya temperatur cyl. head, vibrasi engine dan pompa, level oil crank case dan
pompa,level air radiator, dll. Selanjutnya pompa ini akan mengumpankan lean aMDEA keAbsorber untuk melakukan penyerapan kembali dengan tekanan
dischargepompa sebesar 42 kg/cm2 dan 10% dari total flow akan dimasukkan ke aMDEAfilter yang terdiri dari Mechanical Filter dan Carbon Filter.
3.6. aMDEA Filter
Lean solution sebelum masuk ke absorber akan disaring pada mechanical filterdan carbon filter untuk dihilangkan solid particle dan hidrokarbon yang masih
terkandung dan terkondensasi dari feed gas pada absorber. 3.6.1. Mechanical Filter ( 101-F )
kotoran yang tertangkap, indikasi PDI akan semakin besar. Batas normalPDI sebesar 6000 mmH2O.
3.6.2. Carbon Filter ( 102-F )
Carbon Filter berisi activated carbon berfungsi untuk meyaring kandungan heavy hydrocarbon yang terdispersi dalam aMDEA. Carbon Filter dilengkapi
denganPressure Differential Indicator untuk memonitor seberapa banyak kotoran yang tertangkap. Semakin banyak kotoran yang tertangkap, indikasi PDI akan semakin besar. Batas normal PDI carbon filter sebesar 6000 mmH2O.
3.7. Unit Penunjang / Utility
Unit utility adalah segala fasilitas yang berfungsi untuk menunjang kegiatan pengoperasian CO2 Removal Plant. Utility terdiri dari IA/PA , WTP, Boiler danGenerator Listrik (GEG).
3.7.1. Instrumen Air & Plant Air ( 202-X )
Paket pembangkit udara instrument dan udara pabrik terdiri dari Air Compressor ,Air Reveiver dan Air Driye. Compressor dilengkapi dengan Inter/after Cooler danOil Sperator. Udara dikirim ke Air Receiver yang mempunyai resident time 10 menit bila compressor shut down. Aliran udara dari Air Receiver dibagi dua yaitu: untuk udara pabrik dan udara instrumen. Udara pabrik digunakan untuk keperluan pemeliharaan dan udara instrumen digunakan untuk mengoperasikan peralatan instrumentasi. Untuk menghasilkan udara instrumen dengan dew point-40o C ,maka udara
dialirkan melalui Instrument Air Dryer. Udara instrumen dijaga tekanannya pada 7.0 kg/cm2. Bila tekanan IA turun sampai 5.5 kg/cm2, transmitter akan mengaktifkan interlock untuk menutup XV-2001 pada aliran udara pabrik dan LS pada Air Receiver akan mengaktifkan interlock untuk menjalankan compressor udara stand-by secara otomatis.
3.7.2. Water Treatment Plant (201-X)
WTP berfungsi untuk menghilangkan kandungan mineral dari air baku menjadi air yang bebas mineral. Mineral dapat berupa kation maupun anion . Kation ( Ca2+, Mg2+, Na+, K+ ) adalah penyebab kerak dan anion( CO32-, Cl-, SO42-, SiO2 ) merupakan penyebab korosi pada bejana tekan bertemperatur tinggi. Air yang telah bebas dari kandungan mineral ( kation dan anion ) disebut air demin yang akan digunakan sebagai air umpan proses dan make up boiler. Water Treatment Plant terdiri atas Raw Water Tank ,Raw Water Pump, Multi Media Filter, Carbon Filter, Cartridge Filter, Cation Exchanger, Degasifier Tank, Degasifier Pump, Anion Exchanger, Process Water Tank dan Netralization Pond .
3.7.3. Boiler / Pembangkit Steam ( 203 – X )
Paket pembangkit steam terdiri dari Deaerator , Boiler, dan Boiler Feed Water pump. Steam yang dihasilkan adalah steam superheated bertekanan rendah 3.5 kg/cm2G dan 155o C dengan kapasitas maksimal 12.5 ton/jam. Steam tekanan rendah dipergunakan untuk pemanasan larutan aMDEA di Solution Heater 101-E1/E2, sementara kondensatnya dikirim kembali ke deaerator. Process Waterdipergunakan sebagai make-up untuk mengganti kehilangan air pada Steam Trapdan Blow Down. 3.7.4. Generator Listrik ( 202 – GEG )
Generator listrik yang ada di CO2 Removal Subang berjumlah 3 buah yang
digerakkan dengan gas engine. Pada operasi normal 2 unit generator akanrunning secara parallel dan 1 unit stand by. Jika salah satu generator yang runningmati mendadak, maka generator yang stand by akan running secara otomatis. Pada saat running, generator yang baru start akan meyesuaikan kondisi secara otomatis, baik tegangan, rpm, frekuensi bahkan bebanpun akan dibagi rata olehsystem
syncronized.
CO2 Removal Plant Subang juga dilengkapi 1 unit Diesel Engine Generator
(DEG)dengan bahan bakar diesel yang berfungsi untuk mengamankan supply listrik pada saat semua GEG mati.
3.8. Fuel Gas System (gas bahan bakar)
Fuel gas diambil dari feed gas sebelum memasuki Absorber Column. Gas tersebut diturunkan dan dikontrol tekanannya menjadi 4.0 kg/cm2G menggunakan PV-2012. Jika dalam gas masih ada kondensat akan dipisahkan di Fuel Gas KO Drum204-D. Kondensat harus selalu dijaga rendah permukaanya pada medium leveldengan membuka valve drain untuk membuang ke oil cather. Kemudian Fuel Gasakan dialirkan melalui Fuel Gas Filter 201-FA/B untuk memisahkan partikel padat dan cair yang tidak terpisahkan di KO Drum. Gas yang telah megalami penyaringan akan dialirkan ke Fuel Gas Dryer (FGD) untuk dikeringkan dari uap-uap air. Gas yang telah bersih dari partikel padat dan cairan akan disalurkan keBoiler, Gas Engine untuk pompa aMDEA dan Gas Engine untuk generator listrik. Gas umpan (feed gas) juga dipergunakan sebagai gas untuk start up (Starting Gas)pada Gas Engine penggerak pompa sirkulasi aMDEA (101-PA/B/C). Starting gasdiperoleh dengan cara
menurunkan tekanan feed gas dari 36 kg/cm2G ke 10 kg/cm2G. BAB IV
KESIMPULAN DAN SARAN-SARAN IV.1. KESIMPULAN
CO2 Removal Plant Cilamaya dioperasikan pada gas in Absorber skitar 5 Mmscfd, gas CO2 yang dihasilkan dikirm ke PT. SAMATOR, tetapi saat ini belum dapat
memnuhi kebutuhan PT. SAMATOR yakni sekitar 2.2 Mmscfd karena Strength amine yang rendah, hanya berkisar 6% sehingga kemampuan absorbsi rendah.Selain hal tersebut Heat axchanger di CO2 Removal Plant Cilamaya bocor yang dapat
CO2 Removal Plant Subang dioperasikan 2 Train, masing-masing Train dioperasikan pada gas in Absorber sekitar 98 Mmscfd, gas CO2 yang terserap dilepaskan ke udara melalui vant stack. Proses CO2 Removal Plant Subang cenderung
menggunakan strength amine yang tinggi yaitu 62% karena gas yang masuk ke dalam sistem tidak memenuhi spesifikasi proses penyerapan yang baik.
IV.2. SARAN-SARAN
Untuk mendapatkan hasil Absorbsi yang optimal CO2 Removal Plant Cilamaya perlu menaikan strength amine sampai dengan 50% dan segera dilakukan perbaikan heat exchanger untuk menghindari losses amine saat beroperasi.
