Institut Teknologi Bandung - Amsalia - Evaluasi SWS [PDF]

Citation preview

TK- 4090 KERJA PRAKTEK



EVALUASI KOLOM H2S DAN NH3 STRIPPER TRAIN 1 PADA UNIT SOUR WATER STRIPPER (PENGARUH PENINGKATAN IMPURITIES)



LAPORAN TUGAS KHUSUS



KERJA PRAKTEK DI PT PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT VI BALONGAN – JAWA BARAT



Oleh : Amsalia Florence B. (13013047)



Pembimbing : Dr. Subagjo Zakaria



SEMESTER I 2016/2017 PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG



LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KHUSUS



EVALUASI KOLOM H2S DAN NH3 STRIPPER TRAIN 1 PADA UNIT SOUR WATER STRIPPER (PENGARUH PENINGKATAN IMPURITIES)



Amsalia Florence B. (13013047)



Catatan/komentar :



Tempat Kerja Praktek Periode kerja Praktek



: PT Pertamina Refinery Unit VI : 1 Juni 2016-30 Juni 2016



Telah diperiksa dan disetujui, Pembimbing Lapangan



Dosen pembimbing



Zakaria Process Engineer



Dr. Subagjo



Tanggal : _____________



Tanggal :____________



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



DAFTAR ISI



BAB I PENDAHULUAN ............................................................................................................... 1 1.1 Latar Belakang ...................................................................................................................... 1 1.2 Rumusan Masalah ................................................................................................................. 1 1.3 Tujuan.................................................................................................................................... 2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ..................................................................................................... 3 2.1 Proses Pemisahan .................................................................................................................. 3 2.1.1 Campuran Homogen .......................................................................................................... 3 2.1.2 Campuran Heterogen.......................................................................................................... 3 2.2 Tipe Proses Pemisahan .......................................................................................................... 3 2.2.1 Distilasi............................................................................................................................... 3 2.2.2 Absorbsi-Stripping ............................................................................................................. 3 2.3 Sour Water Stripper .............................................................................................................. 4 2.3.1 Reaksi Kimia SWS ............................................................................................................. 5 2.3.2 Desain SWS........................................................................................................................ 5 2.3.2.1 Steam Strippers ............................................................................................................... 5 2.3.2.2 Reboiled Strippers ........................................................................................................... 6 2.4 Deskripsi Proses SWS di RU VI Balongan ........................................................................... 7 BAB III METODOLOGI .............................................................................................................. 10 3.1 Pengumpulan Data .............................................................................................................. 10 3.2 Pengolahan Data .................................................................................................................. 10 3.2.1 Simulasi Kolom Berdasarkan Desain Operasi ................................................................. 10 3.2.2 Simulasi Kolom dengan Variasi Nilai Variabel Operasi ................................................. 10 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ...................................................................................... 11 4.1 Hasil Simulasi Kolom Berdasarkan Desain Operasi ........................................................... 11 4.2 Hasil Simulasi Kolom dengan Variasi Komposisi .............................................................. 11 BAB V KESIMPULAN ................................................................................................................ 16 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................................... 17 LAMPIRAN .................................................................................................................................. 18 A. Properties Zat yang Digunakan ........................................................................................... 18 B. Deskripsi Umum ................................................................................................................... 18 B.1 Kapasitas ............................................................................................................................. 18 B.2 Kemampuan Peralatan ........................................................................................................ 18 B.3 Karakteristik Umpan........................................................................................................... 19 B.4 Spesifikasi produk .............................................................................................................. 19 ii



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



C. Spesifikasi Unit..................................................................................................................... 19



iii



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Dalam melaksanakan proses refinery atau pengolahan, air merupakan salah satu elemen terpenting. Air di Pertamina RU VI Balongan digunakan sebagai fluida kerja dalam perpindahan panas, pelarut, penggerak Steam Turbine Generator (STG), dll. Air yang telah digunakan biasanya mengalami penurunan kualitas sehingga harus diproses terlebih dahulu sebelum dapat digunakan kembali. Salah satu unit pengolahan air yang ada di Pertamina RU VI Balongan adalah Sour Water Stripper (SWS) yang tergabung dalam kompleks unit Distillation and Treating Unit (DTU). SWS ini berfokus untuk mengolah air bekas yang dihasilkan oleh unit Crude Distillation Unit (CDU), Atmospehe Residue Hydrodemetallization (ARHDM), Light Cycle Oil Hydrotreating Unit (LCO-HTU), Gas Oil Hydrotreating Unit (GO-HTU), dan Residue Catalytic Cracking (RCC). Unit ini terbagi menjadi 3 train. Train pertama betugas untuk mengolah sour water yang berasal dari unit non-RCC, train kedua bertugas untuk mengolah sour water yang berasal dari RCC, dan train ketiga bertugas untuk mengolah spent caustic. Dalam unit SWS, kandungan impurities seperti partikel-partikel padatan, gas H2S, dan gas NH3 dihilangkan. Treated water yang dihasilkan diharapkan sesuai dengan baku mutu lingkungan. Pada train 1, umpan yang berupa sour water diolah menggunakan kolom H2S Stripper. Produk atas yang dihasilkan berupa gas yang kaya akan sulphur. Sulphur ini kemudian diolah kembali di Sulpur Recovery Unit (SRU). Gas yang masuk ke dalam SRU harus memiliki kandungan amonia yang rendah (maksimal 15%) untuk mencegah terbentuknya padatan NH4SH. Produk bawah yang dihasilkan dari kolom H2S Stripper kemudian diproses kembali pada kolom NH3 Stripper. Pada kolom ini, terjadi pemisahan antara air dan amonia. Produk atas yang berupa gas kemudian dialirkan menuju insenerator. Karena gas ini selanjutnya dibakar, kandungan sulphur yang masih tersisa dalam aliran gas harus sangat rendah. Kandungan sulphur pada gas umpan insenerator dapat menghasilkan gas berbahaya (SOx). Produk bawah dari kolom ini kemudian diolah secara lebih lanjut pada bagian Effluent Water Treatment (EWT). 1.2 Rumusan Masalah Pada desain awal, train pertama memiliki 2 kolom stripper, yakni stripper H2S dan stripper NH3, sedangkan train kedua memiliki hanya satu stripper, yakni sour water stripper. Hal ini dilakukan karena sour water keluaran kompleks RCC memiliki kandungan H2S yang rendah sehingga hanya dibutuhkan satu stripper saja. Seiring dengan kualitas crude oil yang semakin tidak baik, kandungan H2S yang dihasilkan dari sour water kompleks RCC pun meningkat sehingga beban stripper pada train 2 sangat berat. Karena itu, pada saat ini train 2 tidak digunakan dengan kondisi kapasitas 100%, melainkan hanya 50% sehingga treated water yang dihasilkan masih sesuai dengan standar baku yang ditetapkan. Hal ini mengakibatkan sebagian sour water harus ditampung pada tangki terlebih dahulu dan kerja train 1 melebihi kondisi 100% nya. Kondisi ini mendorong dilakukannya evaluasi pengaruh nilai komposisi sour gas pada umpan terhadap kualitas produk yang dihasilkan.



1



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



1.3 Tujuan Tujuan penulisan laporan ini adalah sebagai berikut : 1. Mempelajari proses yang ada pada unit Sour Water Stripper (SWS) 2. Melakukan simulasi pada unit SWS train 1 sehingga efek pengubahan komposisi terhadap kualitas produk dapat diketahui.



2



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Proses Pemisahan Proses pemisahan berkaitan dengan memisahkan suatu campuran menjadi komponen-komponen penyusunnya. Campuran sendiri dapat dibedakan menjadi 2, yakni campuran heterogen dan campuran homogen. 2.1.1 Campuran Homogen Campuran dikatakan sebagai campuran homogen apabila komponen-komponen penyusunnya memiliki fasa yang sama. Campuran homogen secara visual tidak nampak seperti campuran. Campuran ini membentuk sifat fiskokimiawi yang berbeda dari komponen-komponennya. Pemisahan campuran tipe ini biasanya relatif sulit dan memanfaatkan prinsip difusi. 2.1.2 Campuran Heterogen Campuran dikatakan sebagai campuran heterogen apabila komponen-komponen penyusunnya memiliki fasa yang berbeda. Komponen-komponen penyusun campuran heterogen daat dibedakan secara visual dan fisikokimiawi. Pemisahan campuran ini relatif lebih mudah dibandingkan dengan pemisahan campuran homogen. Prinsip yang banyak digunakan untuk memisahkan komponen-komponen dalam campuran ini adalah gaya mekanik. 2.2 Tipe Proses Pemisahan Terdapat banyak tipe proses pemisahan, diantaranya adsorbsi, absorbsi, distilasi, leaching, ekstraksi, pemisahan mengunakan membran, dan lain-lain. Tinjauan pustaka dilakukan pada 2 tipe pemisahan yang sering digunakan, yakni distilasi dan juga absobsi-stripping. 2.2.1 Distilasi Distilasi merupakan proses pemisahan berdasarkan perbedaan titik didih komponen-komponen peyusunnya. Metode distilasi yang paling sederhana disebut dengan simple distillation. Pada distilasi ini, umpan yang berupa cairan dididihkan dan uap yang dihasilkan kemudian dipisahkan. Uap ini kemudian dikondensasi sehingga terbentuklah produk yang diinginkan. Selain simple distillation, terdapat juga distilasi fraksionasi. Distilasi fraksionasi ini dapat memisahkan komponen-komponen umpan dengan beda titik didih yang lebih sempit. Distilasi biasanya dioperasikan secaea kontiniyu dengan komppnen yang lebih mudah menguap sebagai distilat dan komponen yang lebih susah menguap sebagai residue atau bottom. Untuk meingkatkan performa pemisahan yang dilakukan, terdapat cairan yang dikembalikan ke kolom atau biasanya disebut dengan reflux. 2.2.2 Absorbsi-Stripping Absorbsi merupakan proses pemisahan komponen berfasa gas yang ada di dalam suatu cairan menggunakan cairan lainnya. Kelarutan gas tersebut harus lebih besar pada cairan pengabsorbsi dibandingkan dengan larutan umpan. Stripping merupakan proses berlawanan dari absorbsi. Pada proses stripping, terjadi pelepasan komponen fasa gas dari komponen cairan. Kelarutan gas pada umumnya semakin kecil dengan peningkatan suhu dan penurunan tekanan, oleh karena itu proses absorbsi biasanya dilakukan pada suhu yang rendah dan tekanan yang tinggi. Sebaliknya, 3



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



proses stripping dilakukan pada suhu yang tinggi dan tekanan yang rendah. Kelarutan berbagai gas pada range temperatur 0-90oC dapat dilihat pada Gambar 2.1 berikut ini. Pengaruh tekanan terhadap kelarutan gas juda dapat dilihat pada Gambar 2.2 berikut ini. Cairan yang digunakan untuk menyerap komponen fasa gas disebut juga dengan absorbent dan komponen yang hendak diserap disebut absorbat.



Gambar 2.1 Pengaruh suhu terhadap kelarutan gas (Rosseau)



Gambar 2.2 Pengaruh tekanan terhadap kelarutan gas (Rosseau)



2.3 Sour Water Stripper Industri yang bergerak dalam pengolahan minyak bumi biasanya menghasilkan air bekas yang bersifat asam (sour). Sour water adalah air bekas pakai yang mengandung ammonia dan hidrogen disulfida (terkadang juga fenol). Sour water diproduksi dari unit CDU, ARHDM, LCOHTU, GO-HTU, dan RCC. Sour water dapat diolah kembali menajadi treated water menggunakan reaksi stripping pada unit Sour Water Stripper (SWS). Treated water yang dihasilkan kemudian digunakan kembali pada unit desalter untuk menghilangkan garam klorida. Garam klorida ini harus dihilangkan karena dapat menyebabkan terbentuknya HCl pada bagian overhead unit CDU. Secara umum, pertama-tama sour water dialirkan menuju Flash Drum. Pada unit ini, uap hidrokarbon (hidrokarbon fraksi ringan) dan cairan hidrokarbon yang terikut pada air dipisahkan. Uap hidrokarbon yang telah dipisahkan kemudian dibakar pada flare, sedangkan cairan hidrokarbon dipompakan menuju sistem slop. Sour water yang sudah terpisah dari uap dan cairan hidrokarbon kemudian dialirkan menuju Feed Stabilization Tank. Penggunaan tangki ini adalah untuk meningkatkan waktu tinggal sour water sehingga pencampuran dan homogenisasi umpan terjadi dengan lebih sempurna. Hal ini penting untuk dilakukan , terlebih untuk mencegah uap dan cairan hidrokarbon yang masih terikut dalam air untuk masuk ke kolom stripper. Selanjutnya sour water dipanaskan menggunakan heat exchanger dengan memanfaatkan panas 4



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



dari treated water. Selanjutnya, air dialirkan menuju ke kolom SWS. Metode stripping pada unit SWS berbeda-beda, namun pada umumnya air diumpankan ke kolom SWS yang bertipe tray/ packing kemudian steam ataupun gas dari bagian bawah kolom bergerak ke atas untuk men-strip gas-gas asam. 2.3.1 Reaksi Kimia SWS Pada umumnya jumlah ammonia pada sour water lebih banyak dibandingkan jumlah hidrogen disulfida. Alkalinitas umpan berada pada range pH 7,8 hingga 9,3. H2S dan NH3 pada umpan ada dalam bentuk senyawa NH4SH. Senyawa ini merupakan garam dari asam lemah H2S dan bas lemah NH4OH. Garam ini akan terhidrolisis menjadi gas asam. Gas asam ini kemudian didorong oleh steam/gas sehingga terkonsentrasi di bagian atas kolom dan dikeluarkan sebagai overhead sour gas. 2.3.2 Desain SWS 2.3.2.1 Steam Strippers Pada SWS tipe ini, media stripping yang digunakan adalah live steam. Kondisi operasi pada SWS tipe ini beragam, pada range 1 sampai 50 psig dan 100 sampai 270 oF. Sour water yang digunakan dapat diolah terlebih dahulu menggunakan asam kuat seperti asam klorida dan juga asam sulfat. Sebagian stripping steam yang digunakan dimanfaatkan untuk memanaskan umpan sour water (pada suhu 180-230 oF). Panas yang digunakan adalah panas laten yang dimiliki oleh steam. Steam yang digunakan untuk proses stripping memutuskan ikatan yang ada antara air dan hidrogen disulfida serta ikatan air dan ammonia. Saat terjadi pelarutan ammonia dan hidrogen sulfida pada air, terjadi pelepasan panas. Untuk memisahkan ammonia dan hidrogen sulfida, maka diperlukan suplai panas. Panas ini berasal dari panas laten dari steam yang terkondensasi pada tray kolom. Sebagian steam yang telah terkondensasi kemudian dijadikan sebagai cairan reflux, sedangkan sebagian lagi terikut pada overhead gas.



Gambar 2.3 Kesetimbangan kimia dalam sour water



Gambar 2.4 Desain SWS dengan tipe steam strippers



5



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



2.3.2.2 Reboiled Strippers Secara umum, desain SWS ini membutuhkan steam dengan jumlah yang sama dengan SWS tipe steam strippers. Keuntungan dari tipe ini adalah steam yang terkondensasi dapat diperoleh kembali dan di recycle pada bagian reboiler. Kekurangan dari tipe ini adalah adanya kemungkinan terjadinya fouling pada reboiler (Lieberman,2003). Tipe ini juga terbagi-bagi menjadi beberapa desain yang lebih spesifik. Pertama, model modern conventional. Kondisi operasi pada stripper model ini banyak digunakan pada industri pengolahan minyak bumi. Skema stripper jenis ini disajikan pada Gambar 2.5 berikut ini.



Gambar 2.5. Desain SWS dengan tipe modern conventional (kiri) dan older convemtional (kanan) Sebagian bottom product dimanfaatkan untuk memanaskan umpan (E-1)dan sebagian lainnya digunakan sebagai reflux kolom. Fungsi reboiler pada kolom ini adalah :  Memanaskan umpan dari suhu 82 oC menajdi 120oC (suhu bottom).  Membangkitkan reflux internal pada tray 32 (dari bawah)  Memutuskan ikatan kimiawi antara air, hidrogen disufida, dan ammonia Reflux dibangkitkan pada circulating cooler (E-2). Duty reboiler diatur untuk mengontrol kandungan air dalam gas asam yang selanjutnya diolah pada sulphur plant. Model kedua adalah older conventional. Model ini hanya memiliki 16 tray, dibandingkan dengan model modern yang memiliki 40 tray. Model ini mampu memisahkan kandungan gas asam hingga 99%. Temperatur reflux yang rendah pada model ini dibawah 74-77oC sehingga terjadi plugging garam, sedangkan reflux pada suhu 88 oC dianggap akan menghasilkan air dalam jumlah yang banyak pada bagian overhead. Model ini disajikan pada Gambar 2.5 bagian kanan. Model older dan modern conventional menurut Lieberman memiliki desain yang kurang efektif. Dapat dilihat pada desain tersebut, umpan dipanaskan namun pada tray yang berdekatan, dilakukan pendinginan. Pemanasan dan pendinginana ini merupakan desain yang kurang efektif dan memberikan efek yang dapat diabaikan. Model yang diajukan oleh Liberman ini disajikan pada Gambar 2.6.



6



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



Gambar 2.6. Model SWS efektif Lieberman (kiri) dan two stage SWS (kanan) Model ini diawali dengan pengondisian umpan pada suhu ambient (21-38 oC). Selanjutnya umpan dipanaskan hingga mencapai suhu 120oC. Perolehan yang dihasilkan dapat dianggap sama dengan kedua model sebelumnya, hanya saja unit-unit yang dianggap tidak perlu seperti heat exchanger dan cooler dieliminasi. Model yang terakhir adalah two stage SWS. Model ini mirip dengan model SWS efektif yang dinyatakan oleh Lieberman, hanya saja produk yang dihasilkan terdapat 2 stream, yakni medium ammonia content (diambil dari side stream pada tray 8) dan low ammonia content. Penelitian yang dilakukan Lieberman menunjukkan bahwa peningkatan jumlah tray dari 18 menjadi 32 dapat mengurangi laju steam pada reboiler mencapai 20%. 2.4 Deskripsi Proses SWS di RU VI Balongan Unit Sour Water Stripper (SWS) bertujuan untuk mengolah air hasil proses yang ada pada unit CDU, ARHDM, Kero-HTU, GO-HTU, dan RCC sehingga kandungan sulphur dan aminanya rendah. Air yang telah diolah dapat digunakan kembali untuk proses-proses yang ada pada pegoperasian kilang. Unit SWS ini terbagi menjadi 3 train, yakni : Train 1 Train ini mengolah air sisa proses dari unit CDU, ARHDM, Kero-HTU, dan GO-HTU. Pertamatama sour water dimasukkan ke dalam Surge Drum (24-V-101) untuk memisahan air dan minyak serta fraksi-fraksi rngan yang terikut dalam aliran. Surge Drum tersebut terbagi menjadi dua bagian, yakni bagian minyak dan bagian pemisahan. Minyak yang telah terakumulasi dalam Surge Drum kemudian dialirkan menuju slop header, sedangkan air dialirkan menuju H2S Stripper (24-C-101) setelah sebelumnya dipanaskan menggunakan heat exchanger 24-E-101 dan 24-E-102. H2S Stripper yang digunakan memiliki 25 tray dengan jenis kolom sieve. Produk atas yang diperoleh dari H2S Stripper diolah di Sulphur Plant (Unit 25), sedangkan produk bawah dipisah menjadi 2 bagian, yakni sebagai reflux dan sebagai umpan pada NH3 Stripper (24C-102).



7



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



NH3 Stripper yang digunakan memiliki 40 tray dengan jenis sieve (Panas produk bawah dimanfaatkan untuk memanaskan feed menggunakan heat exchanger 24-E-101 dan 24-E-102. Produk atas dari NH3 Stripper disalurkan ke insenator untuk diinsenerasi menghasilkan gas nitrogen dan hidrogen. Produk bawah dari NH3 Stripper merupakan air yang telah bebas dari kandungan NH3 dan H2S. Panas dari produk dipindahkan ke umpan H2S Stripper. Selanjutnya treated water ini didinginkan menggunakan fan (24-E-106)). Treated water disalurkan ke tiga bagian proses, yakni effluent treatment facility, CDU, dan ARHDM. Treated water yang dialirkan menuju effluent treatment facility didinginkan menggunakan air pendingin pada heat exchanger 24-E-107. Train 2 Train ini mengolah air sisa proses dari unit RCC. Air sisa unit RCC pada umumnya memiliki proses pengolahan yang sama dengan train 1. Pertama-tama air dialirkan ke Surge Drum (24-V201) untuk dipisahkan dengan air dan fraksi-fraksi ringan lainnya. Air kemudian dialirkan ke Coalescer (24-S-202) untuk dipisahkan kembali dari sisa-sisa minyak. Air kemudian dimasukkan ke Sour Water Stripper (24-C-201) setelah dipanaskan menggunakan heat exchanger 24-E-201 A/B. Produk atas dari Sour Water Stripper disatukan dengan produk atas NH3 Stripper pada Train 1 kemudian diinsenerasi. Panas dari produk bawah dimanfaatkan untuk memanaskan umpan pada heat exchanger 24-E-201 A/B. Produk bawah kemudian didinginkan lebih lanjut menggunakan fan (24-E-204) dan heat exchanger (24-E-107) . Treated water dialirkan menuju effluent treatment facility. Train 3 Train ini mengolah soda kaustik yang telah digunakan. Soda kaustik ini digunakan pada unit GO-HTU, Kero-HTU, LPG Treatment, dan Gasoline Treatment. Pertama-tama, soda kaustik yang telah digunakan ditampung terlebih dahulu pada tangki 24-T-301. Khusus untuk soda kaustik yang telah digunakan pada unit LPG Treatment, harus dilakukan pemisahan LPG yang masih terbawa pada spent caustic. Spent caustic hasil pengolahan pada unit PRU ditampung pada tangki yang berbeda (24-T-302) karena masih memiliki kandungan MDEA. Spent caustic hasil pengolahan unit PRU harus dinetralkan terlebih dahulu.Spent caustic dari tangki 24-T-301 dipisahkan dari partikel-partikel pengotor (suspended solid) menggunakan unit Feed Filter (24S-301). Spent caustic kemudian dipanaskan menggunakan heat exchanger 24-E-301 dan dialirkan menuju Air Oxidation Tower (24-C-301). Udara dan spent caustic dicampurkan sehingga terjadi reaksi oksidasi yang mengubah ion S2- menjadi ion SO32-. Pencampuran dilakukan dengan mengalirkan medium pressure steam. Soda kaustik yang telah teroksidasi kemudian dipisahkan dari udara dan hidrokarbon. Kaustik yang telah teroksidasi dinetralkan menggunakan asam sulfat dalam vessel 24-V-302 dam 24-V-303. Kaustik ini kemudian dialirkan menuju effluent treatment facility. Train 1 dan Train 2 dapat saling menggantikan apabila salah satu dari kedua train tersebut mengalami masalah. Pipe Flow Diagram dari Unit 24 dapat dilihat dari Gambar berikut ini.



8



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



Gambar 2.7. Pipe Flow Diagram Unit 24 SWS 9



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



BAB III METODOLOGI 3.1 Pengumpulan Data Data yang dibutuhkan yakni data desain pabrik dan data lapangan. Data desain pabrik diperoleh dari pedoman operasi Unit 24 Sour Water Stripper. 3.2 Pengolahan Data 3.2.1 Simulasi Kolom Berdasarkan Desain Operasi Data-data desain operasi yang diperoleh digunakan untuk membuat simulasi kolom Sour Water Stripper menggunakan perangkat lunak Apen Hysys Versi 8.8. Data-data yang diperlukan dalam simulasi kolom adalah :  Komposisi umpan  Kondisi umpan (suhu, tekanan, dan laju alir massa)  Spesifikasi kolom stripper (jumlah tray, tray inlet, tray pump around, suhu dan tekanan top column)  Spesifikasi pump around (laju alir pompa, beda temperatur inlet dan outlet stream)  Spesifikasi reboiler (suhu outlet dan tekanan reboiler)  Jumlah overhead rate Kolom dan stream umpan yang telah dilengkapi data-datanya kemudian dijalankan menggunakan perangkat lunak Hysys. Produk yang dihasilkan kemudian dibandingkan dengan spesifikasi produk yang terdapat di pedoman operasi. Rangkaian unit dalam simulasi disajikan dalam Gambar 3.1 berikut ini.



Gambar 3.1. Rangkaian unit Sour Water Stripper 3.2.2 Simulasi Kolom dengan Variasi Nilai Variabel Operasi Apabila spesifikasi produk yang dihasilkan berdasarkan perancangan Hysys telah mendekati spesifikasi pabrik, maka dilakukan simulasi Hysys dengan variasi komposisi dan suhu masuk umpan. Komposisi divariasikan dengan komposisi NH3 maupun H2S 30000 ppm dan 45000 ppm.



10



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1 Hasil Simulasi Kolom Berdasarkan Desain Operasi Perancangan yang dilakukan menggunakan perangkat lunak Hysys sesui dengan parameter operasi pabrik memberikan hasil berikut ini. Tabel 4.1. Perbandingan Komposisi Produk Desain Pabrik dan Simulasi Hysys Desain Pabrik Umpan Overhead Overhead Bottom NH3 H2S Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 1277 2342 61104 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 18300 49800 551400 25 H2S (ppm) 15600 654500 92000 3 o Suhu ( C) 110 125 90 138 Pemodelan Hysys Umpan Overhead Overhead Bottom NH3 H2S Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 1251 2400 63380 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 18300 49895 484519 22 H2S (ppm) 15600 658265 92674 1 Suhu (oC) 110 125,9 95,04 147,4 Karena spesifikasi produk yang dihasilkan dari perancangan kolom menggunakan perangkat lunak Hysys mendekati desain pabrik, maka konfigurasi kolom yang telah di-input dianggap valid dan dapat digunakan untuk melakukan simulasi. 4.2 Hasil Simulasi Kolom dengan Variasi Komposisi 4.2.1 Kandungan H2S maupun NH3 Umpan 30000 ppm (Kasus 1) Pada saat komposisi umpan diubah dengan kandungan H2S maupun NH3 30000 ppm, terjadi peningkatan kandungan gas amonia pada overhead H2S Stripper, peningkatan kandungan dihidrogen sulfida pada overhead NH3 Stripper, dan amonia serta peningkatan dihidrogen sulfida pada treated water. Tidak terdapat kandungan H2S pada produk bawah kolom H2S maupun NH3 Stripper. Komposisi aliran yang dihasilkan dari simulasi dapat dilihat pada Tabel 4.2 berikut ini. Tabel 4.2. Komposisi aliran dengan kandungan umpan H2S maupun NH3 30000 ppm Umpan Overhead Bottom H2S Overhead Bottom NH3 H2S Stripper Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 2678 64350 2597 61950 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 30000 94186 27329 692761 1550 H2S (ppm) 30000 617554 5551 142638 241 Suhu (oC) 110 125,1 147,2 74,9 146,9



11



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



Kandungan NH3 yang ada pada overhead kolom H2S Stripper mencapai 13,95% mol. Nilai ini dibawah nilai batas yang ditetapkan (15% mol) sehingga masih dalam batas aman. Kualitas treated water yang dihasilkan melebihi ambang batas, yakni NH3 25 ppm dan H2S 1 ppm, selain itu temperatur Overhead NH3 Stripper juga dibawah batas (90oC). Hal ini dapat menyebabkan terjadinya penggumpalan garam NH4SH pada bagian overhead stripper. Untuk meningkatkan suhu, maka dilakukan peningkatan duty reboiler NH3 Stripper menjadi 11,35 Mkcal/h. Komposisi aliran yang baru disajikan pada Tabel 4.3 berikut ini. Tabel 4.3. Komposisi aliran dengan kandungan umpan H2S maupun NH3 30000 ppm Umpan Overhead Bottom H2S Overhead Bottom NH3 H2S Stripper Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 2678 64350 3250 61100 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 30000 94186 27329 540684 24 H2S (ppm) 30000 617554 5551 109895 1 Suhu (oC) 110 125,1 147,2 90,73 147,7 4.2.2 Kandungan H2S maupun NH3 Umpan 45000 ppm (Kasus 2) Simulasi yang dilakukan dengan kandungan H2S maupun NH3 45000 ppm memberikan hasil berikut ini. Tabel 4.4. Komposisi aliran dengan kandungan umpan H2S maupun NH3 45000 ppm Umpan Overhead Bottom H2S Overhead Bottom NH3 H2S Stripper Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 4157 62870 2401 60470 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 45000 141379 38627 695097 12568 H2S (ppm) 45000 590628 8922 168746 2577 Suhu (oC) 110 122,9 143,6 71,45 147,5



Fraksi Mol Amonia Overhead H2S Stripper (%)



Fraksi mol amonia pada Overhead H2S Stripper mencapai 20,49% (di atas ambang batas 15%). Untuk memperoleh kandungan amonia pada Overhead H2S Stripper dibawah 15%, maka dilakukan variasi terhadap temperatur umpan. Pengaruh suhu umpan disajikan pada Gambar 4.1 berikut ini. 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 102



104



106



108



110



112



Suhu Feed NH3 Stripper



Gambar 4.1. Pengaruh suhu umpan terhadap fraksi mol amonia pada overhead H2S Stripper 12



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



Berdasarkan grafik tersebut, suhu umpan maksimal sehingga diperoleh fraksi mol amonia pada overhead H2S Stripper sesuai batasan adalah 104,2 oC. Simulasi dilakukan dengan mengubah suhu umpan, dan diperoleh suhu Overhead NH3 Stripper 71,25oC. Untuk meningkatkan suhu Overhead NH3 Stripper, maka dilakukan peningkatan duty reboiler NH3 Stripper menjadi 11,91 Mkcal/h.Komposisi yang diperoleh dengan konfigurasi tersebut disajikan pada Tabel 4.5 berikut ini. Tabel 4.5. Komposisi aliran dengan kandungan umpan H2S maupun NH3 45000 ppm Umpan Overhead Bottom H2S Overhead Bottom NH3 H2S Stripper Stripper NH3 Stripper Stripper Laju Alir 67030 3328 63700 5080 58620 Massa (kg/h) NH3 (ppm) 45000 703158 42356 530975 13 H2S (ppm) 45000 95610 10612 133066 trace Suhu (oC) 110 116,5 142,3 90,13 147,4 4.3 Pengaruh Komposisi Terhadap Input Sulphur Recovery Unit (SRU) dan Insenerator



147000



670000



137000



660000



127000



650000



117000



640000



107000



630000



97000 620000



87000



610000



77000 67000



600000



57000



590000



47000



580000 10000 20000 30000 40000 50000 Kandungan Sour Gas Rata-Rata pada Umpan (ppm)



0



Amonia



Kandungan Dihidrogen Sulfida (ppm)



Kandungan Amonia (ppm)



Overhead H2S Stripper selanjutnya diolah di unit SRU. Pada unit SRU ini, sulphur yang ada sebagai produk atas kolom diolah dan diambil kembali dalam bentuk padatan sulphur. Pengaruh komposisi umpan SWS terhadap kandungan amonia dan hidrogen sulfida input unit SRU disajikan pada Gambar 4.2 berikut ini. Kondisi operasi pada simulasi yang dilakukan sesuai dengan desain pabrik.



Dihidrogen Sulfida



Gambar 4.2. Kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada input unit SRU dengan variasi komposisi umpan Berdasarkan grafik tersebut, peningkatan kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada umpan akan berakibat pada peningkatan kandungan amonia dan penurunan kandungan dihidrogen sulfida input unit SRU. Kelarutan ammonia dalam air jauh lebih besar dibandingkan kelarutan dihidrogen sulfida (amonia:dihidrogen sulfida mencapai 300:1). Ada kemungkinan penambahan H2S dalam umpan mengakibatkan kejenuhan sehingga kandungan dihidrogen sulfida pada overhead H2S Stripper cenderung turun meskipun laju alir massanya semakin tinggi. 13



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



Overhead NH3 Stripper yang kaya akan kandungan gas amonia kemudian dialirkan ke insenerator untuk dibakar. Pengaruh variasi komposisi umpan terhadap kandungan amonia dan dihidrogen sulfida sebagai input unit insenerator disajikan pada Gambar 4.3 berikut ini, sedangkan pengaruh komposisi bottom H2S Stripper disajikan pada Gambar 4.4. 180000 170000 Kandungan Amonia (ppm)



680000



160000 150000



630000



140000 580000



130000 120000



530000



110000 100000



480000



90000 430000 0



Kandungan Dihidrogen Sulfida (ppm)



730000



80000 10000 20000 30000 40000 50000 Kandungan Sour Gas Rata-Rata pada Umpan (ppm) Amonia Dihidrogen Sulfida



Gambar 4.3. Kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada input unit insenerator dengan variasi komposisi umpan 10000



Kandungan Amonia (ppm)



39000



9000



37000 8000



35000 33000



7000



31000



6000



29000 5000



27000 25000 28000



33000 Amonia



38000



43000



Kandungan Dihidrogen Sulfida (ppm)



41000



4000 48000



Dihidrogen Sulfida



Gambar 4.4.Pengaruh kandungan amonia dan dihidrogen pada bottom H2S Stripper terhadap kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada input unit insenerator. peningkatan kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada umpan akan berakibat pada peningkatan kandungan amonia dan dihidrogen sulfida input insenerator.Hal ini mengindikasikan pada range ppm yang rendah, amonia dan dihidrogen sulfida larut dengan 14



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



sempurna sehingga semakin banyak kandungan amonia dan dihidrogen sulfida dalam umpan, kandungan amonia dan dihidrogen sulfida pada produk atas kolom juga semakin banyak.



15



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



BAB V KESIMPULAN



1. Unit SWS berfungsi untuk mengolah air bekas (waste water) sehingga kandungan gas asam seperti NH3 dan H2S pada treated water dapat dihilangkan/dikurangi. 2. Peningkatan kandungan NH3 dan H2S pada umpan menyebabkan peningkatan kandungan NH3 dan penurunan kandungan H2S pada overhead H2S Stripper. Hal ini juga berimplikasi pada peningkatan kandungan NH3 dan H2S pada bottom H2S Stripper serta overhead NH3 Stripper.



16



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



DAFTAR PUSTAKA Quinlan, M. P., & Hati, A. A. 2010. Processing NH3 acid gas in a sulphur recovery unit. In Proceedings of the 2010 Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Norman, OK. Melin, G. (1975). Optimum design of sour water strippers. REN, L., & LIU, Z. S. 2006. The Problem and Solution of Sour Water Stripping Units in Refine Plant [J]. Contemporary Chemical Industry, 4, 021. Hardison, L. C. (1994). U.S. Patent No. 5,286,389. Washington, DC: U.S. Patent and Trademark Office.



17



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



LAMPIRAN A. Properties Zat yang Digunakan Ammonia (sumber : Praxair) Massa molekul : 17 g/mol Titik leleh : -77,7oC Titik didih : -33oC Temperatur kritis : 132oC Tekanan uap : 860 kPa Densitas : 0,682 g/cm2 (-33oC) Kelarutan dalam air : 517000 mg/L Hidrogen Disulfida (sumber : Praxair) Massa molekul : 34 g/mol Titik leleh : -86oC Titik didih : -60,3oC Temperatur kritis : 100,4oC Tekanan uap : 1880kPa Kelarutan dalam air : 3980 mg/L Air (sumber : Sciencedirect) Massa molekul : 18,02 g/mol Titik didih : 100oC Tekanan uap : 2,3 kPa B. Deskripsi Umum B.1 Kapasitas Untuk mengolah/memproses sour water dari unit-unit lain, kapasitas yang dimiliki unit ini adalah : Tabel 2.1 Kapasitas unit SWS Train 1 Debit (m3/jam) CDU 22,7 ARHDM 22,1 GO HTU 12,1 LCO HTU 10,1 67,0 Total Train 2 RCC Complex 65,8 B.2 Kemampuan Peralatan Peralatan-peralatan pada kedua train cukup mampu beroperasi apabila salah satu train mengalamai masalah, tanpa harus menyetop unit proses sebelumnya. Kelebihan kapasitas yang diperbolehkan/diijinkan adalah : -Train 1 = 15% -Train 2 = 17% 18



TK4090 Kerja Praktek-Institut Teknologi Bandung



B.3 Karakteristik Umpan Karakteristik umpan unit ini sesuai dengan desain awal pabrik disajikan pda Tabel 2.2 berikut ini. Tabel 2.2 Karakteristik umpan Train 1 H2S (ppm) NH3 (ppm) CDU 170 120 ARHDM 35000 50500 GO HTU 10000 2900 LCO HTU 14800 7300 15600 18300 Total (Rata-rata) Train 2 RCC Complex 50 2000 B.4 Spesifikasi produk 1. Spesifikasi produk air bersih dari unit SWS adalah sebagai berikut : H2S 10 ppm max (test dengan metode SMS 304) NH3 25 ppm max (test dengan metode ASTM D1426) 2. Produk off gas tidak mempunyai spesifikasi 3. Tidak ada spesifikasi khusus untuk larutan caustic yang telah di treated sebab kualitas air biangan akan diatur/diperbaiki di effluent treatment facility, namun sistem ini dirancang untuk dapat mengatur pH menjadi 6-8. C. Spesifikasi Unit General H2S Stripper Reboiler (24-E-103) Des. Temp : 179 oC Des. Pressure : 6,4 kg/cm2 Duty : 4,16 x 1,17 MMkcal/h General NH3 Stripper Reboiler (24-E-105) Des. Temp : 148 oC Des. Pressure : 3,5 kg/cm2 Duty : 6,99x 1,17 MMkcal/h General NH3 Stripper Side Reflux Cooler (24-E-202) Des. Temp : 123 oC Des. Pressure : 9,7 kg/cm2 Duty : 6,17 x 1,17 MMkcal/h General NH3 Stripper Side Reflux Pump (24-P-103 A/B) Capacity Nor. : 169,5 m3/h Capacity Rated : 203,4 m3/h Diff. Press : 2,7 kg/cm2



19