TK4021 EVALUASI KINERJA PROSES.pdf

8/18/2019 TK4021 EVALUASI KINERJA PROSES.pdf

1/57

TK4021 EVALUASI KINERJA PROSES

SEMESTER I – 2015/2016

UJIAN AKHIRTERBUKA

Judul

SIMULASI DAN EVALUASI RELOKASI KILANG LIQUIFIED PETROLEUM GAS

(LPG) SUMATERA UTARA KE KILANG LPG JAWA TIMUR

Disusun oleh:

Rizky Ambardi 13012017Dimas Priyambodo 13012055

Muhammad Luthfi 13012117

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRIINSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

Desember 2015


2/57

Halaman 1

DAFTAR ISI

Halaman

DAFTAR ISI ................................................................................................................................... 1

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................................................... 4

DAFTAR TABEL ........................................................................................................................... 5

BAB I .............................................................................................................................................. 7

PENDAHULUAN .......................................................................................................................... 7

1.1 Latar Belakang ................................................................................................................. 7

1.2 Tujuan............................................................................................................................... 8

1.3 Ruang Lingkup ................................................................................................................. 8

BAB II ............................................................................................................................................. 9

METODOLOGI .............................................................................................................................. 9

BAB III ......................................................................................................................................... 10

BASIC STUDI .............................................................................................................................. 10

3.1 Konfigurasi Kilang LPG ABC ............................................................................................ 10

3.1.1 Deskripsi Proses Kilang LPG ABC .............................................................................. 10

3.1.2 Peralatan Utama ............................................................................................................ 11

3.1.3 Peralatan Pendukung .................................................................................................... 13

3.2 Spesifikasi Umpan............................................................................................................... 14

3.3 Spesifikasi Produk ............................................................................................................... 17

3.4 Spesifikasi Utilitas............................................................................................................... 18 3.5 Spesifikiasi Battery Limir di lokasi Baru ............................................................................ 20

BAB IV ......................................................................................................................................... 21

PEMODELAN KILANG LPG ABC ............................................................................................ 21

4.1 Deskripsi Proses Kilang LPG ABC .................................................................................... 21


3/57

Halaman 2

4.2 Pemodelan Kilang LPG ABC ............................................................................................. 23

4.2.1 Basis Simulasi............................................................................................................... 23

4.2.2 Model Simulasi ............................................................................................................. 24

4.2.3 Validasi Model Kilang LPG ABC ................................................................................ 25

BAB V .......................................................................................................................................... 33

ANALISIS GAS UMPAN BARU ................................................................................................ 33

5.1 Analisis Perbandingan Gas Umpan Baru ............................................................................ 33

5.2 Implikasi Komposisi Umpan Pada Pilihan Kondisi Operasi dan Konfigurasi Proses ........ 35

5.3 Penentuan Gas Umpan Baru ............................................................................................... 35

BAB VI ......................................................................................................................................... 36

EVALUASI KEMAMPUAN PERALATAN PROSES DENGAN GAS UMPAN BARU ........ 36

6.1 Implikasi Gas Umpan Pada Unit Compression & Cooling ................................................. 36

6.1.1 Unit Compression ......................................................................................................... 36

6.1.2 Unit Cooling ................................................................................................................. 37

6.2 Implikasi Gas Umpan Baru Pada Unit Hydrocarbon Fractionation .................................. 38

BAB VII ........................................................................................................................................ 40

PEMBAHASAN DAN ANALISIS KONFIGURASI PROSES ALTERNATIF ......................... 40

7.1 Hasil Simulasi Pada Berbagai Konfigurasi Proses .............................................................. 40

7.1.1 Umpan Gas Lean Case LNS ......................................................................................... 41

7.1.2 Umpan Gas Rich Case LNS ......................................................................................... 42

7.1.3 Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.............................................................................. 44

7.1.4 Umpan Gas Rich Case LNS-Debut .............................................................................. 45

BAB VIII ...................................................................................................................................... 48

DESIGN PERALATAN BARU YANG DIBUTUHKAN ........................................................... 48

8.1 Basis Design ........................................................................................................................ 48

BAB IX ......................................................................................................................................... 50

ANALISIS KEBUTUHAN UTILITAS DAN INTEGRASI DENGAN KILANG DEF ............. 50

9.1 Basis Design ........................................................................................................................ 50


4/57

Halaman 3

9.2 Integrasi Kilang LPG ABC dengan Kilang LPG DEF ........................................................ 53

BAB X .......................................................................................................................................... 55

KESIMPULAN DAN SARAN..................................................................................................... 55

10.1 Kesimpulan........................................................................................................................ 55

10.2 Saran .................................................................................................................................. 55

DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................................... 56


5/57

Halaman 4

DAFTAR GAMBAR

Gambar 3.1. Metode Simulasi Realokasi Kilang LPG dengan Aspen Hysys ................................ 9

Gambar 3.1 Diagram Blok Kilang LPG ABC Secara Umum. ..................................................... 11 Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC. ................................................................... 12

Gambar 4.1 Diagram Alir Blok Proses Kilang LPG ABC ........................................................... 21

Gambar 4.2 Model Kilang LPG ABC dengan Simulator Aspen Hysys 8.8. ................................ 24

Gambar 6.1 Jendela Operasi Kompresor C01............................................................................... 37

Gambar 7.1 Kilang LPG DEF Umpan Gas Lean Case LNS ........................................................ 41

Gambar 7.2. Kilang LPG DEF Umpan Gas Rich Case LNS. ....................................................... 42

Gambar 7.3 Kilang LPG DEF Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. ............................................ 44

Gambar 7.4 Kilang LPG DEF Umpan Gas Rich Case LNS-Debut ............................................. 45

Gambar 8.1 Kolom Stabilizer. ...................................................................................................... 48


6/57

Halaman 5

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1. Keterangan Peralatan pada Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC. .......................... 12

Tabel 3.1. Keterangan Peralatan pada Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC-terusan. ............. 13 Tabel 3.2 Unit Pendukung Kilang LPG ABC. .............................................................................. 13

Tabel 3.2 Unit Pendukung Kilang LPG ABC (terusan). .............................................................. 14

Tabel 3.3 Spesifikasi Umpan Desain Kilang LPG ABC. ............................................................. 15

Tabel 3.4 Spesifikasi Umpan Kilang Baru DEF di Tuban............................................................ 16

Tabel 3.5 Spesifikasi Produk LPG. ............................................................................................... 17

Tabel 3.7 Spesifikasi Produk Fuel Gas. ........................................................................................ 18

Tabel 3.8 Spesifikasi Utilitas Steam. ............................................................................................ 18

Tabel 3.9 Spesifikasi Utilitas Cooling Water. .............................................................................. 18

Tabel 3.10 Spesifikasi Condensate Return. .................................................................................. 19

Tabel 311 Spesifikasi Utilitas Water. ........................................................................................... 19

Tabel 3.12 Spesifikasi Utilitas Plain Air/Instrument Air. ............................................................. 19

Tabel 3.13 Spesifikasi Utilitas Listrik. ......................................................................................... 19

Tabel 3.14 Spesifikasi Tekanan dan Temperatur Battery Limit Umpan dan Produk. .................. 20

Tabel 4.1 Data Validasi Model Kilang LPG ABC Seksi Feed Gas Compression (a,b,c,d,e) ...... 25

Tabel 4.2 Data Validasi Model Kilang LPG ABC Seksi Hydrogen Fractionation (a,b,c,d,e)..... 29

Tabel 4.3 Spesifikasi Produk LPG. ............................................................................................... 31

Tabel 4.3 Spesifikasi Produk Light Naphta. ................................................................................ 32

Tabel 7.1 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Lean Case LNS. ................................................ 41

Tabel 7.2 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS.................................. 42

Tabel 7.3 Spesifikasi Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS....................................................... 42

Tabel 7.4 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Rich Case LNS. ................................................. 43

Tabel 7.5 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Rich Case LNS. ................................. 43

Tabel 7.6 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Rich Case LNS. .......................................... 44

Tabel 7.7 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. ..................................... 44

Tabel 7.8 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. ..................... 45

Tabel 7.9 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. .............................. 45

Tabel 7.10 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Rich Case LNS-Debut. .................................... 46


7/57

Halaman 6

Tabel 7.11 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. ................... 46

Tabel 7.12 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS-Debut. ............................ 47

Tabel 8.1 Kondisi Operasi Aliran Pada Kolom Stabilizer ............................................................ 48

Tabel 8.2 Komposisi Aliran Pada Kolom Stabilizer. .................................................................... 49

Tabel 8.3 Spesifikasi Alat Kolom Stabilizer................................................................................. 49

Tabel 9.1. Data Air Cooler E01. ................................................................................................... 50




Tabel 9.5. Data Heat Exchanger E100 . ........................................................................................ 52

Tabel 9.6. Data Heat Exchanger E11. ........................................................................................... 52

Tabel 9.7. Data Cooler E101......................................................................................................... 53

Tabel 9.8. Data Cooler E102......................................................................................................... 53

Tabel 9.9 Spesifikasi Nilai Utilitas Steam, Cooling Water, dan Air dari TPPI Tuban. ................ 53


8/57

Halaman 7

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

LPG (Liquefied Petroleum Gas) merupakan salah satu sumber energi yang banyak digunakan di

Indonesia. LPG umumnya digunakan sebagai bahan bakar baik untuk skala rumah tangga,

komersil, maupun industri. Keuntungan menggunakan LPG adalah bersih, stabil, fleksibel, dan

ramah lingkungan. Datadari Outlook Energy 2014 oleh Kementrian ESDM mengatakan bahwa

kebutuhan LPG akan mengalami peningkatan.

Kilang LPG ABC merupakan Kilang yang dirancang untuk memproduksi LPG dan kondensat

sebagai hasil ekstraksi dari aliran gas alam. Sementara itu, sebagian besar gas sisa proses

ekstraksi LPG (dikenal sebagai lean gas) dikirim kembali ke jaringan perpipaan gas alam untuk

kebutuhan bahan bakar Power Plant di Medan. Kilang LPG ini dirancang sesuai dengan

lisensi proses teknologi turbo expander Linde-Thies Australia.

Kilang LPG ini mulai dioperasikan pada Mei 1995. Namun semenjak operasi, Kilang LPG ABC

mengalami dua kali kondisi tidak beroperasi (idle) yang disebabkan oleh keterbatasan keter-sediaan bahan mentah (umpan gas alam), yaitu pada tahun 2006 hingga awal tahun 2010

dan April 2012 hingga saat ini. Semenjak operasi awal hingga saat ini, Kilang LPG ABC

tersebut belum pernah menjalani program pemelihaaran besar Turn-Around.

Kebutuhan LPG akan mengalami peningkatan, terutama pada pulau jawa yang akan memproduksi

LPG dalam jumlah besar. Kebutuhan/permintaan LPG di pulau jawa hampir dua kali lebih besar

daripada permintaan di pulau sumatra. Sehingga diperlukan kilang tambahan atau realokasi kilang

LPG di pulau jawa. Maka dipilih realokasi kilang LPG ABC di sumatra utara ke lokasi kilang

DEF, Jawa Timur. Realokasi kilang merupakan upaya penghematan untuk produksi LPG di

Indonesia.


9/57

Halaman 8

1.2 Tujuan

Tujuan utama dari pekerjaaan ini adalah dengan memperoleh kajian komperhensif tentang

kesesuaian proses dan peralatan dengan feed gas yang baru, serta analisis kebutuhan utilitas dari

realokasi kilang LPG ABC ke kilang DEF. Kajian ini diharapkan melaporkan informasi lebih

terperinci terkait aspek proses. Keterbatasan proses kilang LPG ABC yang ada perlu diidentifikasi

dengan penambahan peralatan serta estimasi kebutuhan utilitas yang dibutuhkan.

1.3 Ruang Lingkup

Ruang lingkup pekerjaan ini terbagi menjadi dua aspek utama yaitu:

Kajian Simulasi desain dan rating kilang LPG

Kajian ini dilakukan untuk pemetaan unjuk kerja proses dan peralatan eksisting. Model

simulasi kilang yang eksisting yang akurat selanjutnya digunakan untuk me-rating peralatan

yang ada dengan perubahan umpan baru maupun kondisi operasi yang baru. Simulasi ini

dilaksanakan dengan menggunakan paket simulator Aspen Hysys.

Kajian optimasi proses/peralatan kilang LPG

Kajian ini diarahkan untuk mengoptimalkan produksi LPG berdasarkan kondisi dan

karakteristik gas umpan yang baru serta peralatan yang ada. Berdasarkan hasil evaluasi

simulasi kondisi eksisting dan umpan gas baru setelah dipindahkan ke lokasi Kilang

DEF, skenario-skenario optimasi dan perbaikan proses/peralatan dieksplorasi untuk unit-

unit operasi utama dan memperhatikan ketersedian utilitas dan pertimbangan kendala

proses yang ada di Kilang DEF. Skenario optimasi mencakup tiga pendekatan utama berikut:

(1) Produksi LPG dibatasi kapasitas alat eksisting LPG Brandan.

(2) Produksi LPG dengan mempertimbangkan modifikasi minimal alat eksisting LPG

Brandan.

(3) Produksi LPG maksimum dari sumber gas umpan yang ada.


10/57

Halaman 9

BAB II

METODOLOGI

Metodologi yang dilakukan pada pekerjaan kali ini adalah dengan menggunakan simulasi

pemodelan untuk evaluasi kinerja proses sistem kilang LPG dengan Aspen Hysys 8.8. Hal pertama

yang dilakukan adalah menyusun pemodelan sistem proses kilang LPG dengan basis awal sesuai

pada deskripsi proses. Pemodelan sistem proses yang sudah dirancang divalidasi untuk memeriksa

kebenaran nya. Langkah selanjutnya dengan mengubah gas umpan baru pada kondisi operasi dan

konfigurasi proses, sehingga dapat ditentukan gas umpan baru yang dibutuhkan. Kemudian

peralatan sistem proses di rating untuk menentukan spesifikasi alat yang lebih nyata pada

pemodelan. Alternatif modifikasi proses dilakukan dengan berbagai opsi konfigurasi yang didekati

dengan modifikasi minimum dan maksimum. Alternatif modifikasi yang dipilih dilanjutkan

hingga menentukan desain peralatan baru yang dibutuhkan pada produksi LPG. Tahap akhir adalah

menentukan kebutuhan utilitas dan integrasi sistem dengan kilang TPPI Tuban Jawa Timur.

Mulai

Susun model sistem

sesuai dengan

deskripsi proses

Validasi sitem

proses tersebut

Ubah kondisi gas

umpan baru pada

kondisi operasi dan

konfigurasi proses

Rating setiap

spesifikasi alat pada

simulasi Hysys

Lakukan modifikasi

alternatif proses

dengan berbagai

opsi konfigurasi

Penentuan desain

peralatan baru yang

dibutuhkan

Penentuan

kebutuhan utilitas

dan integrasi sistem

dengan kilang TPPI

Selesai

Gambar 3.1. Metode Simulasi Realokasi Kilang LPG dengan Aspen Hysys


11/57

Halaman 10

BAB III

BASIC STUDI

3.1 Konfigurasi Kilang LPG ABC

Kilang ABC merupakan kilang LPG yang dirancang untuk memproduksi LPG dan kondensat

sebagai hasil ekstraksi dari aliran gas alam. Sementara itu, sebagain besar gas sisa proses ekstraksi

LPG (dikenal sebagai lean gas) dikirim kembali ke jaringan perpipaan gas alam untuk kebutuhan

bahan bakar Power Plant di Medan. Kilang LPG ini dirancang sesuai dengan lisensi proses

teknologi turbo expander Linde-Thies Australia.

Kilang LPG ini mulai diperasikan pada Mei 1995. Namun semenjak operasi, Kilang LPG ABC

mengalami dua kali kondisi tidak beroperasi (idle) yang disebabkan oleh keterbatasan ketersediaan

bahan mentah (umpan gas alam), yaitu pada tahun 2006 hingga awal tahun 2010 dan April 2012

hingga saat ini. Semenjak operasi awal hingga saat ini, Kilang LPG ABC tersebut belum pernah

menjalani program pemeliharaan besar Turn-Around .

3.1.1 Deskripsi Proses Kilang LPG ABC

Kilang LPG ini dirancang untuk mengolah gas alam dengan kapasitas umpan maksimum 65

MMSCFD (detail komposisi disajikan pada Tabel B.1). Adapun spesifikasi produk yang

dihasilkan (sesuai desain) sebagai berikut:

1. Lean Gas dengan laju alir minimum 53 MMSCFD (39 °C, 24.47 kg/cm2-g, dan nilai

GHV <

1200 BTU/SCF)

2. LPG dengan laju produksi minimum: 280 tpd (C3+C4 content >97,5 vol%, C2 content <

0.2%vol , C5+ content


12/57

Halaman 11

Secara garis besar, unit proses/operasi yang terdapat di Kilang LPG Brandan dibagi menjadi tiga

sub-proses utama yaitu:

a) Feed Gas Treatment ,

b) Feed Gas Compression & Cooling , dan

c) Hydrocarbon Fractionation.

Gambar 3.1 Diagram Blok Kilang LPG ABC Secara Umum.

3.1.2 Peralatan Utama

Peralatan-peralatan utama disusun berdasarkan seksi-seksi yang telah disebutkan pada sub bab

3.1.2, yaitu seksi Feed Gas Treatment , Fees Gas Compression & Cooling , Peralatan-peralatan

utama tersebut tertuang pada Tabel 3.1.

Umpan Gas Treatment

Section

LPG

Light

Naphtha

Lean Gas

Gas Compressio &

Cooling Section

Hydrocarbon Fractionation

Section


13/57

Halaman 12

Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC.

Tabel 3.1. Keterangan Peralatan pada Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC.

Kode Keterangan Alat

A150A/A150B Sulfur Removal

A01A/A01B Feed Gas Dryer

D12 Mercury Removal

C-01 Feed Gas CompressorE01 Feed Gas Compressor After Cooler

D14 Comressor Discharge Ko-Drum

E10 Aluminium Plate Fin Exchanger

T10 Deethanizer Coloumn

E13 Deethanizer Reboiler

T11 Debutanizer Coloumn

E14 Debutanizer Cooler

D12 Reflux Drum

E15 Debutanizer Reboiler

E16 Condensate Cooler

E17 Condensate SubCooler


14/57

Halaman 13

Tabel 3.1. Keterangan Peralatan pada Diagram Alir Proses Kilang LPG ABC-terusan.

Kode Keterangan Alat

E12 Lean Gas Booster Cooler

D11 Cold Separator

E11 Propan Evaparator

D10 Epander Inlet Separator

X10 Expander Turbine

C10 Leang Gas Booster

3.1.3 Peralatan Pendukung

Selain tiga seksi utama di atas, Kilang LPG ABC dilengkapi dengan beberapa unit

pendukung/utilitas yang disarikan pada Tabel 3.2.

Tabel 3.2 Unit Pendukung Kilang LPG ABC.

No. Unit Fungsi

1. Propane Refrigeration Unit (30) Menyediahkan refrigerant untuk pendinginan feed gas

dan kondensat

2. LPG Storage Tanl (40) Dua tangki bola (T40, T41) untuk menyimpan produkLPG pada tekanan yang ditetapkan di temperature

kamar

3. Condensate Storage Tank (50) Dua tangki flat-bottom (T50, T51) untuk menyimpan

kondensat pada temperatur ambient

4. Fire Water & Protection System

(60)

Sistem pengaman dan pemadam kebakaran; terdiri dari

dua tangki fire water, satu pompa dengan diesel-driven,

satu pompa dengan electric-driven

5. Plant Instrument (90)

6. Hot Oil System (110) Sistem pemaasan dengan direct-fired heater yang

didistribusikan dengan menggunakan sistem aliran hot

oil (MW 377, TBP 300̊C)


15/57

Halaman 14

Tabel 3.2 Unit Pendukung Kilang LPG ABC (terusan).

No. Unit Fungsi

7. Fuel Gas System (120) Sistem penyedia fuel untuk fuel gas untuk leas gas

turbine, hot-oil heater, dan beberapa unit lainnya

8. Instrument Air (200) Menyediakan pant & instrumentation air (PA/IA)

9. Closed Drain & Flare System (300)

10. Power Station & Electric System

(400)

Dua gas turbin/generator-sets dengan kemampuan

menyediakan listrik tiap generator 2500 kVA

3.2 Spesifikasi Umpan

Spesifikasi gas umpan (desain) Kilang LPG ABC dan spesifikasi gas ragam gas umpan baru di

Kilang DEF disajikan secara berturut-turut pada Tabel 3.3 dan Tabel 3.3.

Untuk Kilang DEF, terdapat bebrapa ragam jenis umpan gas yang dapat dijadikan sumber bahan

baku. Ragam tersebut terdiri atas dua case, yaitu, Lean Case dan Rich Case dimana untuk masing-

masing case terbagi lagi menjadi dua jenis umpan, yaitu LNS dan Debut. Konfigurasi umpan yang

aka digunakan pada Kilang LPG DEF adalah sebagai berikut:

1) Lean Case LNS

2) Rich Case LNS

3) Lean Case LNS-Debut

4) Rich Case LNS-Debut


16/57

Halaman 15

Tabel 3.3 Spesifikasi Umpan Desain Kilang LPG ABC.


17/57

Halaman 16

Tabel 3.4 Spesifikasi Umpan Kilang Baru DEF di Tuban.


18/57

Halaman 17

3.3 Spesifikasi Produk

Kilang LPG ABC menghasilkan tiga jenis produk, yaitu produk LPG, Light Naphta, dan Fuel Gas.

Demikian pula dengan Kilang LPG DEF juga pasti menghasilkan ketiga jenis produk tersebut.

Setiap produk memiliki spesifikasi tertentu sehingga produk Kilang LPG DEF seharusnya

memenuhi spesifikasi walaupun menggunakan peralatan pada Kilang LPG ABC. Spesifikasi

produk LPG, Light Naphta, dan Fuel Gas di Kilang DEF disajikan secara berturut-turut pada Tabel

3.5, Tabel, 3.6, dan Tabel 3.7.

Tabel 3.5 Spesifikasi Produk LPG.

Tabel 3.6 Spesifikasi Produk Light Naphtha.


19/57

Halaman 18

Tabel 3.7 Spesifikasi Produk Fuel Gas.

3.4 Spesifikasi Utilitas

Utilitas yang tersedia di Kilang LPG DEF Tuban adalah steam, condensate return, cooling water,

water, plant air/air instrument , dan listrik. Spesifikasi dari utilitasterebut disajikan pada Tabel 3.8

sampai Tabel 3.13.

Tabel 3.8 Spesifikasi Utilitas Steam.

Tabel 3.9 Spesifikasi Utilitas Cooling Water.


20/57

Halaman 19

Tabel 3.10 Spesifikasi Condensate Return.

Tabel 311 Spesifikasi Utilitas Water.

Tabel 3.12 Spesifikasi Utilitas Plain Air/Instrument Air.

Tabel 3.13 Spesifikasi Utilitas Listrik.


21/57

Halaman 20

3.5 Spesifikiasi Battery L imir di lokasi Baru

Spesifikasi tekanan dan temperatur battery limit (BL) umpan dan produk disajikan pada tabel 3.14.

Tabel 3.14 Spesifikasi Tekanan dan Temperatur Battery Limit Umpan dan Produk.


22/57

Halaman 21

BAB IV

PEMODELAN KILANG LPG ABC

4.1 Deskripsi Proses Kilang LPG ABC

Gambar 4.1 Diagram Alir Blok Proses Kilang LPG ABC

Gas umpan dibersihkan dari kandungan sulfur, air dan mercury pada seksi Feed Gas Treatment .

Secara berturutan, gas umpan dialirkan ke Unit Sulfur Removal dan Unit Dryer Station. Unit

sulfur removal dirancang untuk menghilangkan 4 ppm(mol) kandungan sulfur pada dua-bed

adsorber paralel (A150 A/B). Selanjutnya, kandungan air dalam gas umpan dikeringkan melalui

proses adsorbsi pada sistem 2-bed molecular sieve (A01A/B). Proses adsorbsi dirancang dengan

operasi 8 jam, sementara itu proses regerasi dirancang untuk operasi hot-regeneration selama 5

jam dilanjutkan pendinginan selama 3 jam. Kemudian, gas umpan kering dialirkan ke Unit Mercury

Removal (satu-bed karbon aktif) yang dirancang dapat menghilangkan mercuri hingga lebih kecil dari 0.1

g/Nm3. Gas yang telah bebas-sulfur dan kering selanjutnya diumpankan ke seksi Feed Gas Compression

dan Cooling

Seksi Feed Gas Compression & Cooling dirancang untuk mendapatkan (recover ) fraksi C3+ dari

gas umpan. Gas umpan yang telah kering (P=24 kg/cm 2-g) dikompresi hingga tekanan 50

kg/cm2-g pada kompresor satu tahap (C-10) yang digerakkan oleh gas turbin. Selanjutnya, gas


23/57

Halaman 22

tersebut didinginkan untuk mengembunkan fraksi C3+ pada gas tersebut melalui proses ekspansi

isentropik. Proses ekspansi diselenggarakan hingga tekanan gas menjadi 24 kg/cm2-g di

Turbinexpander (X-10). Lean gas yang dihasilkan pada proses ekpansi ini ditambah dengan lean

gas dari kolom de-ethanizer dikirim kembali ke jaringan pipa gas alam. Fraksi hidrokarbon berat

yang dihasilkan pada seksi ini selanjutnya dikirim ke seksi Hydrocarbon Fractionation.

Seksi Hydrocarbon Fractionation dirancang untuk memperoleh produk LPG dan kondensat dari

fraksi C3+ yang diperoleh dari tahap sebelumnya. Bagian ini terdiri dari dua unit utama, yaitu

kolom de-ethanizer (T10) untuk pemisahan fraksi lean gas dari fraksi C 3+ dan kolom debutanizer

(T11) yang dirancang untuk memisahkan produk LPG dan kondensat dari fraksi C3+

yang telah diambil fraksi lean-gasnya.

Kolom de-ethanizer dioperasikan pada tekanan 22 kg/cm2-a pada 100% plant-load atau 27

kg/cm2-a pada kondisi 40% plant load . Aliran refluks top kolom de-ethanizer difasilitasi oleh

Plate-Fin Heat Exchanger (E-10) oleh pendinginan dengan gas hasil ekpansi (E-10). Plate Fin

HE ini (E-10) dipasang di puncak kolom de-ethanizer untuk memastikan aliran refluks kembali

ke kolom T-10 dapat berlangsung tanpa pompa refluks. Sementara itu, pemanasan produk

bawah difasilitasi oleh reboiler de-ethanizer (E13) yang menggunakan media pemanas hot-oil .

Produk atas kolom de-ethanizer, mayoritas metana dan etana, digabung dengan sisa gas hasil

ekpansi untuk dikirim kembali ke jaringan pipa gas alam. Produk bawah kolom de-ethanizer

adalah fraksi C3+ yang selanjutnya diumpanken ke kolom de-butanizer.

Kolom de-butanizer (T11) dioperasikan untuk memisahkan produk LPG dan Condensate.

Kolom ini dioperasikan pada tekanan operasi 9 kg/cm2-a. Uap pada produk atas kolom debutanizer

diembunkan oleh de-butanizer condenser (air cooler, E14) dan dikumpulkan pada

reflux drum (D12). Cairan dari D12 dipompa dengan pompa reflux (P10A/B) dan dipisah

sebagai refluks dan aliran produk LPG. Produk LPG disimpan pada tangki T40 dan T41.

Sementara itu, produk bawah kolom de-butanizer dipanaskan dengan menggunaakan reboiler

E15 (oil heater ). Produk bawah kolom de-butanizer adalah produk Condensate yang selanjutnya

didinginkan dengan air cooler E-16 dan C3-refrigerant cooler E17 dan dikirim ke tangki

penyimpan Condensate T50 dan T51


24/57

Halaman 23

4.2 Pemodelan Kilang LPG ABC

Untuk dapat mensimulasikan Kilang LPG DEF, langkah pertama yang dilakukan adalah

memodelkan Kilang LPG ABC sesuai dengan spesifikasi desain awal dari Kilang LPG tersebut.

Semua kondisi umpan dan produk setiap aliran, serta setiap alat proses harus sedekat mungkin

dengan data-data yang ada di PFD desain Kilang LPG ABC. Semua alat di rating dan di- sizing

sehingga seolah-olah alat yang digunakan sama persis dengan yang ada di lapangan. Langkah-

langkah melakukan pemodelan Kilang LPG ABC dengan menggunakan Aspen Hysys 8.8:

1) Komponen-komponen yang dibutuhkan untuk semua aliran proses di-input

2) Fluid Package diisi sesuai dengan sifat komponen yang dimiliki

3) Masuk ke jendela simulasi

4) Aliran proses dan Peralatan yang dibutuhkan dimasukkan ke dalam simulasi dan diberi

nama sesuai dengan aliran dan peralatan yang ada di PFD desain

5) Aliran umpan diisi komposisi dan kondisi operasinya

6) Tentukan tujuan keluaran dar setiap alat proses, misal temperatur keluaran Heat

Exchanger , tekanan keluaran kompresor, dll.

7) Setelah semua converge, data-data peralatan proses dimasukkan sehingga peralatan seolah-

olah nyata seperti yang ada dilapangan

8)

Cek setiap aliran proses apakah sudah sedekat mungkin dengan desian awal Kilang LPG

9) Cek spesifikasi Produk LPG, Light Naphta, dan Fuel Gas.

4.2.1 Basis Simulasi

Simulasi model Kilang LPG ABC menggunakan Fluid Pacakge dengan basis Peng-Robinson.


25/57

24

4.2.2 Model Simulasi

Berikut ini adalah hasil pemodelan kilang LPG ABC dengan menggunakan Aspen Hysys 8.8.

Gambar 4.2 Model Kilang LPG ABC dengan Simulator Aspen Hysys 8.8.


26/57

25

4.2.3 Validasi Model Kilang LPG ABC

Perlu dilakukan validasi untuk mengetahui apakah model Kilang LPG yang telah dibuat dapat

digunakan untuk menganalisis Kilang LPG DEF di Tuban dengan umpan yang baru. Maka dari

itu, kondisi operasi dan komposisi dari setiap aliran perlu divalidasi, beserta spesifikasi produk

dari Kilang ABC tersebut.

1. Validasi Komposisi dan Kondisi Operasi Model Kilang LPG ABC

a. Seksi Feed Gas Compression

Tabel 4.1 Data Validasi Model Kilang LPG ABC Seksi Feed Gas Compression (a,b,c,d,e)

(a)

Stream no. 3A 4 5 6 7

Desain Model Desain Model Desain Model Desain Model Desain Mode

Designation Feed Gas

Feed

Gas

Feed

Gas

Feed

Gas

Feed

Gas

Phase Gas Gas Gas Gas Gas

Components (%) Mol Mol Mol Mol Mol

N2 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17

CH4 72,33 72,33 72,33 72,33 72,43 72,82 72,43 72,82 72,43 72,82

C2H6 11,08 11,08 11,08 11,08 11,07 11,09 11,07 11,09 11,07 11,09

C3H8 7,60 7,60 7,60 7,60 7,59 7,52 7,59 7,52 7,59 7,52

C4H10 5,04 5,04 5,04 5,04 5,01 4,85 5,01 4,85 5,01 4,85

C5H12 1,71 1,71 1,71 1,71 1,68 1,56 1,68 1,56 1,68 1,56C6H14 0,48 0,48 0,48 0,48 0,46 0,39 0,46 0,39 0,46 0,39

CO2 1,59 1,59 1,59 1,59 1,59 1,60 1,59 1,60 1,59 1,60

Flow kg/hr 72190 72190 72190 72190 71900 70768,12 71900 70768,12 71900 70768,1

Pressure kPag 2220 2220 4950 4950 4900 4900,232 4810 4830,232 4760 4797,79

Temp. degC 42 48 110 108,4644 42 41,4278 10,4 10 -0,15 -0,1657


27/57

26

(b)

Stream no. 8 9 10 11 12


Designation LightFeed LightFeed RichFeed RichFeed FeedGas

PhaseGas Gas Liquid

Gas /

Liq.

Gas /

Liq.

Components

(%)Mol Mol Mol Mol Mol

N2 0,19 0,20 0,19 0,20 0,02 0,02 0,02 0,02 0,17 0,17

CH4 80,58 80,75 80,58 80,75 26,67 27,20 26,67 27,20 72,43 72,82

C2H6 10,28 10,34 10,28 10,34 15,60 15,41 15,60 15,41 11,07 11,09

C3H8 5,00 5,00 5,00 5,00 22,12 22,04 22,12 22,04 7,59 7,52

C4H10 1,95 1,76 1,95 1,76 22,16 22,63 22,16 22,63 5,01 4,85

C5H12 0,30 0,26 0,30 0,26 9,42 9,03 9,42 9,03 1,68 1,56

C6H14 0,03 0,03 0,03 0,03 2,87 2,48 2,87 2,48 0,46 0,39

CO2 1,67 1,67 1,67 1,67 1,14 1,19 1,14 1,19 1,59 1,60

Flow kg/hr 52800 52358,02 52800 52358,02 19100 18410,11 19100 18410,11 71900 70768,1

Pressure kPag 4750 4787,795 2540 2539,675 4750 4787,795 2550 2587,795 2530 2539,67

Temp. degC -0,17 -0,21487 -24,3 -24,6871 -0,17 -0,21487 -8,81 -9,13545 -20,5 -20,738

(c)

Stream no. 13 14 30 15 16

Desain Model Desain Model Desain Model Desain Model Desain Mod

Designation LightLean LightLean RichLean Lean Gas LeanGas

PhaseGas

Gas /

Liq.Gas

Gas /

Liq.Gas

Components


N2 0,19 0,20 0,19 0,20 0,03 0,03 0,18 0,19 0,18 0,19

CH4 82,48 82,71 82,48 82,71 48,08 44,12 80,29 80,41 80,29 80,41

C2H6 10,18 10,23 10,18 10,23 43,27 37,81 12,28 11,87 12,28 11,87

C3H8 4,13 4,08 4,13 4,08 6,02 15,45 4,25 4,76 4,25 4,76

C4H10 1,18 0,98 1,18 0,98 - 0,11 1,11 0,93 1,11 0,93

C5H12 1,12 0,09 1,12 0,09 - 0,00 0,11 0,09 0,11 0,09

C6H14 0,01 0,01 0,01 0,01 - 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01

CO2 1,71 1,70 1,71 1,70 2,60 2,48 1,77 1,75 1,77 1,75

Flow kg/hr 50800 50284,51 50800 50284,51 4300 4300 55100 54584,51 55100 54584,

Pressure kPag 2520 2519,675 2170 2169,675 2150 2150 2140 2150 2100 2100

Temp. degC-20,5 -20,8871 -23,2 -23,6638 -18,1

-

2,56787-23,2 -22,4669 37 32


28/57

27


29/57

28

(d)

Stream no. 17 18 27 28 29


Designation

Lean

Gas

Lean

Gas

Rich

Feed

Rich

Feed

Rich

Feed

PhaseGas Gas Liquid Gas /

Liq.Gas /Liq.

Components


N2 0,18 0,19 0,18 0,19 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

CH4 80,29 80,41 80,29 80,41 17,59 17,95 17,59 17,95 17,61 18,05

C2H6 12,28 11,87 12,28 11,87 16,00 15,88 16,00 15,88 15,93 15,53

C3H8 4,25 4,76 4,25 4,76 26,45 26,61 26,45 26,61 26,33 26,01

C4H10 1,11 0,93 1,11 0,93 25,90 26,33 25,90 26,33 25,86 26,26

C5H12 0,11 0,09 0,11 0,09 10,19 9,66 10,19 9,66 10,28 10,16

C6H14 0,01 0,01 0,01 0,01 2,91 2,52 2,91 2,52 3,03 2,95

CO2 1,77 1,75 1,77 1,75 0,95 1,03 0,95 1,03 0,95 1,01Flow kg/hr 55100 54584,51 55100 54584,51 21100 20483,61 21100 20483,61 21390 21905,4

Pressure kPag 2635 2634,675 2595 2605,274 2520 2519,675 2220 2219,675 2200 2199,67

Temp. degC 57 50,58872 39 40,39293 -20,5 -20,8871 -21,7 -22,3621 37 36,8727

(e)

Stream no. 41 42 80 81 49


Designation

O / Head

C2 -

O / Head

C2 -Refrig Refrig Condensate

PhaseGas Gas /

Liq.Liquid Gas /

Liq.Gas / Liq.

Components


N2 0,02 0,03 0,02 0,03 - 0,00 - 0,00 0,02 0,02

CH4 28,01 44,12 28,01 44,09 - 0,00 - 0,00 19,09 19,74

C2H6 50,99 37,81 50,99 37,79 0,50 0,50 0,50 0,50 10,05 9,94

C3H8 18,88 15,45 18,88 15,51 97,00 97,00 97,00 97,00 16,11 16,25

C4H10 0,20 0,11 0,20 0,10 2,00 2,00 2,00 2,00 23,55 25,02

C5H12 Trace 0,00 Trace 0,00 0,50 0,50 0,50 0,50 17,78 18,21

C6H14 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 12,66 10,05

CO2 1,90 2,48 1,90 2,48 - 0,00 - 0,00 0,74 0,76Flow kg/hr 10920 146199 10920 146199 8900 8900 8650 8900 290 1421,8

Pressure kPag 2170 2150 2160 2149,9 260 260 260 256,1827 2200 2220,2

Temp. degC7,38

-

2,56787-18

-

3,92295-4

-

8,4466-4 -6,89387 33,8 32,703


30/57

29

b. Seksi Hydrogen Fractionation

Tabel 4.2 Data Validasi Model Kilang LPG ABC Seksi Hydrogen Fractionation (a,b,c,d,e)

(a)Stream no. 29 30 31 41 42


Designation

Rich

Feed

Rich

Lean

Bottoms

C3 +

O / Head

C2 -

O / Head

C2 -

Phase

Gas /

Liq.Gas Liquid Gas

Gas /

Liq.

Components


N2 0,01 0,01 0,03 0,03 - 0,00 0,02 0,03 0,02 0,03

CH4 17,61 18,05 48,08 44,12 - 0,00 28,01 44,12 28,01 44,0

C2H6 15,93 15,53 43,27 37,81 0,12 0,12 50,99 37,81 50,99 37,7C3H8 26,33 26,01 6,02 15,45 38,08 34,15 18,88 15,45 18,88 15,5

C4H10 25,86 26,26 - 0,11 40,79 43,76 0,20 0,11 0,20 0,10

C5H12 10,28 10,16 - 0,00 16,23 17,02 Trace 0,00 Trace 0,00

C6H14 3,03 2,95 - 0,00 4,78 4,95 - 0,00 - 0,00

CO2 0,95 1,01 2,60 2,48 - 0,00 1,90 2,48 1,90 2,48

Mol. Wt 44,707 24,536 56,367 29,112 29,112

Flow kg/hr 21390 21905,49 4300 4300 17090 16723,33 10920 146199 10920 14531

Pressure kPag 2200 2199,675 2150 2150 2190 2190 2170 2150 2160 2149

Temp. degC37 36,87273 -18,1

-

2,5678799,5 106,4543 7,38

-

2,56787-18 -3,896

(b)

Stream no. 43 44 32 33 34


DesignationReboil C3 +

Reboil C3

+

Feed C3

+

O / Head

LPGLPG

PhaseLiquid

Gas /

Liq.

Gas /

Liq.Gas Liquid

Components


N2- 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

CH4 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

C2H6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,15 0,15 0,15 0,1

C3H8 38,08 38,08 38,08 38,08 38,08 34,15 47,75 43,12 47,75 43,1

C4H10 40,79 40,79 40,79 40,79 40,79 43,76 50,90 55,24 50,90 55,2

C5H12 16,23 16,23 16,23 16,23 16,23 17,02 1,20 1,48 1,20 1,48

C6H14 4,78 4,78 4,78 4,78 4,78 4,95 Trace 0,00 Trace 0,00

CO2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00


31/57

30

Mol. Wt 56,367 56,367 56,367 51,553 51,553

Flow kg/hr 60500 60500 60500 60500 17090 16723,33 23520 22874,69 23520 22874

Pressure kPag 2190 2190 2190 2181,374 880 870 880 860 840 842,72

Temp. degC 99,5 99,5 104,6 107,0539 62,8 70,16149 56,2 62,58848 42 35,569

(c)

Stream no. 35 143 36 37


DesignationLPG LPG

LPG

Reflux

LPG

RefluxLPG

Phase Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid

Components


N2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0

CH4 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0

C2H6 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0

C3H8 47,75 43,12 47,75 43,12 47,75 43,12 47,75 43,12 47,75 43C4H10 50,90 55,24 50,90 55,24 50,90 55,24 50,90 55,24 50,90 55

C5H12 1,20 1,48 1,20 1,49 1,20 1,48 1,20 1,48 1,20 1

C6H14 Trace 0,00 Trace 0,00 Trace 0,00 Trace 0,00 Trace 0

CO2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0

Mol. Wt 51,553 51,553 51,553 51,553 51,553

Flow kg/hr 33720 23401,32 10210 526,5296 11050 10751,15 11050 10751,42 12460 12123

Pressure kPag 1120 922,7251 1120 922,7251 1120 922,7251 880 682,6964 1120 922,72

Temp. degC 43 35,64599 43 35,64599 43 35,64599 43 35,63452 43 35,645

(d)

Stream no. 45 46 39 47

Desain Model Desain Model Desain Model Desain Model

Designation Condensate Condensate Condensate Condensate

Phase Liquid Liquid Liquid Liquid

Components

(%) Mol Mol Mol Mol

N2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

CH4 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

C2H6 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00C3H8 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

C4H10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,02 1,00 0,02

C5H12 75,39 75,39 75,39 75,39 75,39 76,19 75,39 76,19

C6H14 23,61 23,61 23,61 23,61 23,61 23,79 23,61 23,79

CO2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

Mol. Wt 75,321 75,321 75,321 75,321

Flow kg/hr 111700 111700 111700 111700 4620 4600,057 4620 4600,057


32/57

31

Pressure kPag 900 900 880 881,1652 900 900 860 871,7297

Temp. degC 127 127 127 131,4879 127 132,6902 42 43,93396

(e)

Stream no. 55 82 83 40

Desain Model Desain Model Desain Model Desain Model

Designation Condensate Refrig Refrig Condensate

Phase Liquid Liquid

Gas /

Liq. Liquid

Components

(%) Mol Mol Mol Mol

N2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00CH4 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

C2H6 - 0,00 0,50 0,50 0,50 0,50 - 0,00

C3H8 - 0,00 97,00 97,00 97,00 97,00 - 0,00

C4H10 1,00 0,02 2,00 2,00 2,00 2,00 1,00 0,02

C5H12 75,39 76,19 0,50 0,50 0,50 0,50 75,39 76,19

C6H14 23,61 23,79 - 0,00 - 0,00 23,61 23,79

CO2 - 0,00 - 0,00 - 0,00 - 0,00

Mol. Wt 75,321 44,45 44,45 75,321

Flow kg/hr 4620 4600,057 400 400 400 400 4620 4600,057

Pressure kPag 10 37,36968 590 590 590 588,7114 800 827,3697

Temp. degC 32,3 30,38879 13,6 13,25882 13,6 18,47234 32,1 30,09919

2. Validasi Spesifikasi Produk Model Kilang LPG ABC

a. Produk LPG

Tabel 4.3 Spesifikasi Produk LPG.

No Properties Unit Limit Typical Result

Min Max

1. Specific Gravity @60/60

0,5322

2. Reid Vapor Pressure at

100°F

Psig 145 102 (psia)

3. Composition

C2 %-V 0,8 0.14


33/57

32

C3&C4 %-V 97 0,9806

C5+ %-V 2 1,8

b. Produk Light Naphtha

Tabel 4.3 Spesifikasi Produk Light Naphta.


Min Max

1. Specific Gravity @

60/60

0,65 0,74 0,6264

2. Distilation

IBP °C 25 44,61

FBP °C 204 71,96

3. RVP @ 37,8°C Psi 13 12,98


34/57

33

BAB V

ANALISIS GAS UMPAN BARU

5.1 Analisis Perbandingan Gas Umpan Baru

Rancangan baru pada kilang LPG DEF melibatkan empat variasi spesifikasi umpan baru. Umpan

kilang LPG DEF terdiri dari dua jenis yakni Lean case dan Rich case. Masing-masing jenis umpan

memiliki dua kategori, yakni LNS dan Debut. Variasi umpan untuk kasus Lean case adalah LNS

dan LNS-Debut, sedangkan untuk kasus Rich case juga dibuat sama yakni LNS dan LNS-Debut

sehingga total terdapat empat variasi umpan. Spesifikasi masing-masing umpan dapat dilihat

secara mendetail pada Tabel 3.4. Perbandingan antara keempat variasi umpan tersebut dapat

ditinjau melalui diagram P-T berikut.

Gambar 5.1. Diagram PT Lean case - LNS


35/57

34

Gambar 5.2. Diagram PT Lean case - LNS Debut

Gambar 5.3. Diagram PT Rich case - LNS

Gambar 5.4. Diagram PT Rich case - LNS Debut

Pada Gambar 5.1 hingga Gambar 5.2 terlihat perbedaan kurva kesetimbangan uap-cair dari

masing-masing variasi umpan. Secara umum, bentuk kurva kesetimbangan uap-cair dari keempat

variasi umpan tidak berbeda jauh. Kurva kesetimbangan untuk umpan Rich case – LNS dan Rich

case – LNS Debut sangat identik dengan titik kritik berada di tekanan sekitar 3900 kpag dan

temperatur sekitar 150oC. Umpan Lean case – LNS pun tidak jauh berbeda dengan titik kritik

berada di tekanan 4400 kpag dan temperatur 150oC. Perbedaan mencolok hanya terdapat pada

umpan Lean case - LNS Debut. Umpan tersebut memiliki titik kritik di tekanan sekitar 5000 kpag

dan temperatur sekitar 153oC.


36/57

35

5.2 Implikasi Komposisi Umpan Pada Pilihan Kondisi Operasi dan Konfigurasi Proses

Keempat variasi umpan memiliki komposisi dan kondisi operasi yang berbeda-beda. Hal tersebut

turut memengaruhi sifat kesetimbangan umpan yang direpresentasikan oleh Gambar 5.1 sampai

Gambar 5.4. Sifat kesetimbangan ini tentunya juga berpengaruh terhadap konfigurasi proses di

kilang LPG DEF beserta kondisi operasinya. Pemrosesan umpan menjadi LPG di kilang DEF

berlangsung dalam fasa uap di setiap alur prosesnya sehingga wilayah kerja untuk setiap peralatan

proses harus dapat mengakomodasi kondisi tersebut. Hal yang penting untuk diperhatikan yakni

kondisi operasi serta konfigurasi peralatan proses harus berada pada wilayah di atas bubble line

dari kurva kesetimbangan gas umpan. Hal yang perlu diperhatikan juga yakni titik kritik dari gas

umpan. Titik kritik gas umpan merupakan batasan wilayah kerja dari peralatan proses. Kondisi

operasi yang berada di atas titik kritik, baik tekanan maupun temperatur, akan menyebabkan gas

umpan tidak dapat berubah menjadi fasa cair dengan hanya mengecilkan volume saja. Sementara

produk LPG merupakan produk gas yang dicairkan. Oleh karena itu, wilayah kerja peralatan proses

tetap dijaga berada di atas bubble line kurva kesetimbangan namun di bawah temperatur kritik dari

gas umpan.

5.3 Penentuan Gas Umpan Baru

Pada kilang LPG DEF ini, keempat variasi umpan diasumsikan akan terjadi pada keadaan nyata

sehingga kilang DEF harus bersifat universal, dalam arti kilang mempu memproses tipe-tipe

umpan tersebut. Oleh karena itu, untuk mengakomodasi hal tersebut perlu dilakukan konfigurasi

proses pada setiap peralatan agar keempat variasi umpan tersebut dapat dikonversi menjadi produk

dengan spesifikasi yang telah ditentukan sebelumnya.


37/57

36

BAB VI

EVALUASI KEMAMPUAN PERALATAN PROSES DENGAN GAS UMPAN BARU

6.1 Implikasi Gas Umpan Pada Unit Compression & Cooling

Gas umpan baru Kilang LPG DEF memiliki laju air yang relatif lebih kecil dari umpan Kilang

LPG ABC. Selain itu juga, Gas umpan baru memiliki variasi komposisi aliran yang besar sehingga

merubah berat molekul dari campuran umpan. Perubahan berat molekul dapat mempengaruhi

titidk didih dan titidk beku dari umpan tersebut. Perubahan laju air dan berat molekul umpan dapat

berpengaruh terhadap kinerja pada Unit Compression & Cooling .

6.1.1 Unit Compression

Kompresor adalah alat pemampat atau pengkompresi udara dengan kata lain kompresor adalah

penghasil udara mampat. Laju alir yang teralalu kecil menyebabkan kompresor C01 mengalami

surging . Surging adalah titik dimana tekanan output terlalu besar jika dibandingkan dengan jumlah

aliran yang melewati kompresor. Hal ini menunjukkan kondisi operasi tidak stabil. Surging juga

bisa diakatakan sebagai aliran balik di dalam tahap kompresor dinamik. Masalah surging

disebabkan oleh kapasitas umpan berkurang sampai titik tekanan tertentu di sistem kompresor

sehingga tidak cukup lagi (tidak mampu) untuk menjaga alirannya. Permasalahan surging pada

simulasi menggunakan Aspen Hysys 8.8 dapat dilihat pada jendela operasi kompresir. Berikut ini

jendela operasi kompresor C01.


38/57

37

Gambar 6.1 Jendela Operasi Kompresor C01.

Titik merah adalah kondisi operasi actual dari kompresr CO1. Dapat dilhat bahwa titikt tersebut

berada di luar daerah kurva performansinya. Apabila kompresor bekerja di daerah tersebut

kompresor akan mengalami getaran dan lama-kelamaan dapat menurunkan efisiensi dan kerjakompresor. Oleh karena itu, kondisi seperti ini dihindari. Ada dua cara yang dapat dilakukan, yaitu

menambah laju alir dengan cara menggunakan aliran rycycle dan yang kedua menurunkan target

tekanan sehingga kerja kompresor bisa masuk ke dalam kurva performansinya.

6.1.2 Unit Cooling

Umpan baru yang memiliki laju yang relatif kecil dapat mempengaruhi kinerja penukar panas ( AirCooler E01). Penukar panas telah memiliki spesifikasi dan ukuran tertentu sehingga penukar panas

telah memiliki nilai koefisien penukar panas total tertentu. Dengan laju alir umpan yang lebih

kecil, dan koefisien penukar panas yang tetap maka laju perpindahan panasnya akan bertambah

yang menyebabkan laju alir gas keluaran penukar panas akan cenderung menjadi fasa cair. Fraksi


39/57

38

cair gas keluaran penukan panas E01 mencapai 0.005. Cairan yang terlalu banyak ini nantinya

akan memberatkan kerja kolom dsitasi pada seksi hydrocarbon fractionation.

6.2 Implikasi Gas Umpan Baru Pada Unit Hydrocarbon Fractionation

Perubahan gas umpan akan menyebabkan perubahan kerja pada unit hydrocarbon. Perubahan ini

berpengaruh apabila aliran gas keluaran penukar panas E01 tidak diatur fraski cairan keluarannya.

Apabila fraksi cairan keluaran penukar panas E01 terlalu banyak, maka cairan yang masuk pada

unit Hydrocarbon Fractionation akan semakin banyak sehingga dapat menyebabkan beberapa

peringatan pada kolom distilasi. Peringatan tersebut antara lain:

1)

Downcomers are backed up 2) Head loss under downcomers is too large

3) Weir loading is too high

4) Floading dan weeping has occurred

Fenomena floading terjadi karena aliran uap berlebih menyebabkan cairan terjebak pada

uap di atas kolom. Peningkatan tekanan dari uap berlebih menyeabkan kenaikan cairan

yang tertahan pada plate di atasnya. Flooding ditandai dengan adanya penurunan tekanan

diferensial dalam kolom dan penurunan yang signifikan pada efisiensi pemisahan.

Fenomena weeping disebabkan oleh aliran uap yang rendah. Tekanan yang dihasilkan uap

tidak cukup untuk menahan cairan pada tray. Oleh karena itu, aliran cairan mulai

merembas melalui perforasi.

Semua peringatan tersebut disebabkan oleh cairan liquid yang teralu banyak pada umpan distilasi.

Oleh karena itu, semua permasalahan pada kolom distilasi dapat terselesaikan apabila dapat

mengatur kondisi operasi dimana jumlah cairan umpan kolom memenuhi spesifikasi alat.

Perubahan umpan gas juga dapat menyebabkan produk yang dihasilkan tidak memenehi

spesifikasi akibat keterbatasan pada alat-alat Kilang LPG ABC. Produk Fuel Gas dan LPG pada

Kilang LPG ABC akan memenuhi spesifikasi yang diinginakan. Hal tersebut berbeda untuk

produk Light Naphtha yang dihasilkan oleh keluaran kolom debutanizer. Produk Light Naphta

yang dihasilkan akan memiliki nilai RVP yang besar (42,65 Psia) dan IBP yang kecil (-0,6834).


40/57

39

Nilai RVP yang besar disebabkan oleh masih banyaknya kandungan propane dan butane pada

produk Light Naptha sedangkan nilai IBP yang kecil disebabkan oleh masih banyaknya komposisi

pentane di dalam produk.

Maka dari itu, untuk menelesaikan permasaahan produk pada kolom debutanizer, diperlukanlah

kolom stabilizer keluaran produk bawah untuk memisahkan aliran propane, butane, dan pentane

pada produk Light Naphtha. Keluaran bawah kolom stabilizer yang rendah propane, butane, dan

pentane akan memiliki nilai RVP yang kurang dari 13 Psia dan IBP yang lebih besar dari 25ͦC.


41/57

40

BAB VII

PEMBAHASAN DAN ANALISIS KONFIGURASI PROSES ALTERNATIF

7.1 Hasil Simulasi Pada Berbagai Konfigurasi Proses

Simulasi yang dilakukan pada Kilang LPG DEF dilakukan untuk ke-empat jenis aliran umpan,

yaitu umpan Gas Lean Case LNS, Gas Rich Case LNS, Gas Lean Case LNS-Debut, dan, Gas Rich

Case LNS-Debut . Untuk umpan campuran LNS-Debut baik Leans Gas maupun Rich Gas

memberikan konfiguras yang sama. Kedua konfigurasi tersebut membutuhkan tiga separator, yaitu

Separator D14, D10, dan D11. Begitu pula dengan umpan Lean Gas LNS dan Rich Gas Debut

memberikan konfiguras yang sama, yaitu keduanya tidak membutuhkan Separator D10 dan D11

karena keluaran Separator D14 100% liquid dengan kondisi operasi keluaran penukan panas E01.

Secara garis besar, semua konfigurasi umpan yang tersedia dapat ditangani dengan menggunakan

model simulasi tersebut. Namun, yang berbeda adalah untuk kasus umpan LNS saja, aliran atas

(uap) Separator D14 tidak memiliki aliran karena semua gas terkondensasi pada E01.

Semua jenis konfigurasi umpan memerlukan aliran recycle untuk menghindari kompresor dari

keadaan surging . Apabila tidak dilakukan proses recycle maka untuk uman Lean Case-LNS dan

Rich Case-LNS akan mengalami keadaan surging . Persentase aliran yang di-rycycle bergantung

pada masing-masing kinfigurasi.

Secara keseluruhan, hasil evaluasi Kilang LPG ABC dapat digunakan pada Kilang LPG. Hal

tersebut dapat dilihat dari spesifikasi produk yang dapat dihasilkan dari simulasi. Hanya produk

Light Naphtha yang tidak memenuhi spesifikasi. Oleh karena itu, dibutuhkanlah satu kolom

stabilizer untuk dapat menurutnkan nilai RVP dan menaikkan nilai IBP dari produk Light Naphtha.


42/57

41

7.1.1 Umpan Gas Lean Case LNS

Gambar 7.1 Kilang LPG DEF Umpan Gas Lean Case LNS

Validasi Spesifikasi Produk Model Kilang LPG ABC

a. Produk LPG

Tabel 7.1 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Lean Case LNS.


Min Max

1. Specific Gravity @ 60/60 0,5417


100°F

Psig 145 88,39 (psia)

3. Composition

C2 %-V 0,8 0.21

C3&C4 %-V 97 98,63

C5+ %-V 2 1,16


43/57

42


Tabel 7.2 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS. No Properties Unit Limit Typical Result

Min Max


60/60

0,65 0,74 0,4927

2. Distilation

IBP °C 25 54,78

FBP °C 204 95,27

3. RVP @ 37,8°C Psi 13 5,180

c. Produk Fuel Gas

Tabel 7.3 Spesifikasi Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS.


Min Max

1. Hydrogen %-V 0 16 0

7.1.2 Umpan Gas Rich Case LNS

Gambar 7.2. Kilang LPG DEF Umpan Gas Rich Case LNS.


44/57

43


a. Produk LPG

Tabel 7.4 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Rich Case LNS.

No Properties Unit Limit Typical ResultMin Max


60/60

0,5371


100°F

Psig 145 93,52 (psia)

3. Composition

C2 %-V 0,8 0.21

C3&C4 %-V 97 98,74

C5+ %-V 2 1,05


Tabel 7.5 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Rich Case LNS.


Min Max1. Specific Gravity @

60/60

0,65 0,74 0,4927

2. Distilation

IBP °C 25 54,94

FBP °C 204 95,27

3. RVP @ 37,8°C Psi 13 5,178


45/57

44

c. Produk Fuel Gas

Tabel 7.6 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Rich Case LNS.


Min Max

1. Hydrogen %-V 0 16 8,17

7.1.3 Umpan Gas Lean Case LNS-Debut

Gambar 7.3 Kilang LPG DEF Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.


a. Produk LPG

Tabel 7.7 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.


Min Max


60/60

0,5371


100°F

Psig 145 93,52 (psia)

3. Composition

C2 %-V 0,8 0.21

C3&C4 %-V 97 98,74

C5+ %-V 2 1,05


46/57

45


Tabel 7.8 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.



60/60

0,65 0,74 0,4927

2. Distilation

IBP °C 25 54,94

FBP °C 204 95,27

3. RVP @ 37,8°C Psi 13 5,178

c. Produk Fuel Gas

Tabel 7.9 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.


Min Max

1. Hydrogen %-V 0 16 8,17

7.1.4 Umpan Gas Rich CaseLNS-Debut

Gambar 7.4 Kilang LPG DEF Umpan Gas Rich Case LNS-Debut


47/57

46


a. Produk LPG

Tabel 7.10 Spesifikasi Produk LPG Umpan Gas Rich Case LNS-Debut.



60/60

0,5391


100°F

Psig 145 90,33 (psia)

3. Composition

C2 %-V 0,8 0.21

C3&C4 %-V 97 99,55

C5+ %-V 2 0.24


Tabel 7.11 Spesifikasi Produk Light Naphtha Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.


Min Max1. Specific Gravity @

60/60

0,65 0,74 0,4927

2. Distilation

IBP °C 25 55,09

FBP °C 204 95,25

3. RVP @ 37,8°C Psi 13 5,176


48/57

47

c. Produk Fuel Gas

Tabel 7.12 Spesifikasi Produk Fuel Gas Umpan Gas Lean Case LNS-Debut.


Min Max

1. Hydrogen %-V 0 16 10,67


49/57

48

BAB VIII

DESIGN PERALATAN BARU YANG DIBUTUHKAN

8.1 Basis Design

Gambar 8.1 Kolom Stabilizer.

Tabel 8.1 Kondisi Operasi Aliran Pada Kolom Stabilizer

Name55/Light Nafta Top

LIGHT

NAPHTA

Vapour 0,190 1 0

Temperature [C] 100,218 55,609 137,889

Pressure [kPag] 1066,413 400,000 500,000

Molar Flow [kgmole/h] 87,636 71,574 16,062

Mass Flow [kg/h] 5651,634 4272,013 1379,621

Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 9,372 7,289 2,084

Molar Enthalpy

[kcal/kgmole] -34489,657 -30463,896 -41541,752

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 111,371 133,577 142,060

Heat Flow [kcal/h] -3022542,836

-

2180415,160 -667262,895


50/57

49

Tabel 8.2 Komposisi Aliran Pada Kolom Stabilizer.

Top55/Light

Nafta

LIGHT

NAPHTA

Nitrogen 0,00 0,00 0,00

i-Pentane 0,08 0,07 0,01

buta-1,3-diene* 0,00 0,00 0,00

Cyclopentane 0,00 0,00 0,00

cis2-Butene 0,00 0,00 0,00

Mcyclopentan 0,00 0,00 0,00

Benzene 0,00 0,00 0,00

n-Heptane 0,00 0,00 0,00

H2O 0,00 0,00 0,00

tr2-Butene 0,00 0,00 0,00

1-Butene 0,00 0,00 0,00

CO2 0,00 0,00 0,00

Methane 0,00 0,00 0,00

Ethane 0,00 0,00 0,00

Propane 0,00 0,00 0,00

n-Butane 0,77 0,63 0,00

i-Butene 0,00 0,00 0,00

i-Butane 0,11 0,09 0,00

n-Pentane 0,02 0,02 0,01

n-Hexane 0,00 0,18 0,98

Hydrogen 0,00 0,00 0,00

Oxygen 0,00 0,00 0,00

Ethylene 0,00 0,00 0,00

Tabel 8.3 Spesifikasi Alat Kolom Stabilizer.

Tower

Vessels

Tray/Packed Section Main Tower Vessel Kondensor Reboiler

Uniform Section

Diameter

[m] 1,193 1,193

Internal Type Sive Length [m] 1,789 1,789

Diameter [m] 1,5 Volume [m3] 2 2

Tray/Packed Space [m] 0,55 Orientation Hoizontal Horizontal

Tray/Packed Volume [m3] 0,9719

Vessel has a

Boot

Disable Heat Loss Calcs

Hold Up

[m3] 1 1

Hold Up [m3] 8,84E-02

Weeping Factor 1


51/57

50

BAB IX

ANALISIS KEBUTUHAN UTILITAS DAN INTEGRASI DENGAN KILANG DEF

9.1 Basis Design

Hasil simulasi dengan Aspen Hysys di kilang DEF menunjukkan spesifikasi utilitas pada Tabel

9.1 – Tabel 9.8 sebagai berikut.

Tabel 9.1. Data Air Cooler E01.

Air Cooler

E01

Stream Tube Side Air Side

Stream NameTotal Mass Flow [kg/h] 23820,93011 119999,984

Inlet Temperature [C] 137,8248286 25

Estimated Outlet Temperature

[C]43,9

Inlet Mass Quality 1

Inlet Pressure [kPag] 2300 0

Estimated Pressure Drop [bar] 0,5 0,2

Allowable Pressure Drop [bar] 0,5 -101,125

Fouling Resistance [C-h-m2/kJ] 0 0


Air Cooler

E12


Stream Name

Total Mass Flow [kg/h] 4354,014868 299692,8115


Estimated Outlet Temperature[C]

39


Inlet Pressure [kPag] 2634,675 -2,07E-06

Estimated Pressure Drop [bar] 0,3736

Allowable Pressure Drop [bar] 0,3736 -101,125

Fouling Resistance [C-h-m2/kJ] 0 0


52/57

51


Air Cooler

E14


Stream Name



Estimated Outlet

Temperature [C]37


Inlet Pressure [kPag] 880 -2,07E-06

Estimated Pressure

Drop [bar]0,1981325

Allowable Pressure

Drop [bar]0,25 -101,125

Fouling Resistance [C-

h-m2/kJ]0 0


Air Cooler

E16


Stream Name



Estimated Outlet

Temperature [C]42


Inlet Pressure [kPag] 2000 -2,07E-06

Estimated Pressure

Drop [bar]0,3101325

Allowable Pressure

Drop [bar]0,3101325 -101,125


h-m2/kJ] 0 0


53/57

52

Tabel 9.5. Data Heat Exchanger E100 .

Heat Exchanger

E100

Stream 1 2

Stream Name 47->40' 82->83

Total Mass Flow

[kg/h]7001,060874 400

Inlet Temperature [C] 124,7526287 13,25882403

Estimated Outlet

Temperature [C] 13,9415

Inlet Mass Quality 0 0

Inlet Pressure [kPag] 1899,278331 590

Estimated Pressure

Drop [bar] 0,59999996 0,1

Allowable Pressure

Drop [bar]0,59999996 0,1


h-m2/kJ]0 0

Tabel 9.6. Data Heat Exchanger E11.

Heat Exchanger

E11

Stream 1 2

Stream Name 5->7 80->81

Total Mass Flow

[kg/h]4631,245508 500

Inlet Temperature [C] 79,23166676 -8,446598145

Estimated Outlet

Temperature [C] -7,029

Inlet Mass Quality 1 0

Inlet Pressure [kPag] 2291,363634 260

Estimated Pressure

Drop [bar] 0,499999978 5,00E-02

Allowable Pressure

Drop [bar]0,499999978 5,00E-02

Fouling Resistance

[C-h-m2/kJ]0 0


54/57

53

Tabel 9.7. Data Cooler E101.

Cooler

E101

Heat Flow [kcal/h] 235870,9935

Tabel 9.8. Data Cooler E102.

Cooler

E102

Heat Flow [kcal/h] 554151,7413

9.2 Integrasi Kilang LPG ABC dengan Kilang LPG DEF

Nilai spesifikasi utilitas dari kilang TPPI Tuban disubstitusikan ke simulasi Aspen Hysys kilang

DEF. Hal ini dilakukan untuk memvalidasi apakah nilai utilitas kilang TPPI Tuban dapat

diintegrasikan dengan kilang LPG DEF. Maka, data temperatur steam pada sistem utilitas diubah

sesuai dengan spesifikasi kilang TPPI Tuban, data tertera pada Tabel 9.15 sebagai berikut.

Tabel 9.9 Spesifikasi Nilai Utilitas Steam, Cooling Water, dan Air dari TPPI Tuban.


55/57

54

Berdasarkan data tersebut, proses pada sistem pengolahan LPG tetap dapat berlangsung dengan

baik meskupun nilai temperatur nya diganti. Maka, dapat dikatakan utilitas steam, cooling water,

dan air dapat diintegrasikan di sistem kilang LPG DEF. Nilai utilitas yang tersedia pada TPPI

Tuban dapat digunakan di kilang LPG DEF.


56/57

55

BAB X

KESIMPULAN DAN SARAN

10.1 Kesimpulan

Relokasi kilang ABC ke kilang DEF dengan gas umpan baru dapat dilakukan dengan

menyesuaikan konfigurasi peralatan proses dan kebutuhan utilitas. Konfigurasi baru proses di

kilang DEF ini juga mampu menghasilkan produk LPG dan nafta sesuai dengan spesifikasi yang

telah ditentukan sebelumnya. Modifikasi alur proses yang dilakukan adalah menghilangkan alat

expander dan menambahkan alat stabilizer agar produk nafta dapat diperoleh sesuai dengan

spesifikasi.

10.2 Saran

Adapun saran dari kelompok kami adalah sebagai berikut:

Sebaiknya sebelum mengerjakan simulasi proses dengan HYSYS, terlebih dahulu

memastikan ketersediaan data dan hal-hal yang berkaitan lainnya


57/57

DAFTAR PUSTAKA

Komariah, L.N., Ramadja, A.F., Leonard, N., 2009, “TInjaun Teoritis Perancangan Kolom

Distilasi Untuk Pra-Rencana Pabrik Skala Indutri”, Juranal Teknik Kimia, No.4 Vol. 16,

Universitas Sriwijaya, Palembang.

Documents

TK4021 EVALUASI KINERJA PROSES.pdf