BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

Pemanfaatan batubara sebagai sumber bahan bakar di pabrik pupuk merupakan sebuah alternatif yang cukup menarik. Seiring dengan berkembangnya teknologi dan ilmu pengetahuan, saat ini batubara dapat dikonversi menjadi gas produser yang selanjutnya memiliki fleksibilitas yang lebih tinggi untuk dimanfaatkan pada berbagai keperluan. Seiring dengan meningkatnya harga gas alam yang merupakan bahan bakar dan bahan baku yang digunakan saat ini substitusi gas alam dengan batubara sebagai bahan bakar maupun bahan baku gas CO dan H2 di pabrik pupuk mulai memenuhi aspek kelayakan ekonomi. Berbagai model konfigurasi pemanfaatan batubara yang dibahas pada penelitian ini adalah pemanfaatan batubara sebagai bahan bakar via proses pembakaran, pemanfaatan batubara sebagai bahan bakar via proses gasifikasi dan pemanfaatan batubara sebagai bahan bakar sekaligus bahan baku via gasifikasi. Ketiga model ini selanjutnya dibandingkan dengan proses pembuatan gas sintesis konvensional saat ini untuk di evaluasi baik kajian teknisnya maupun kajian ekonominya. Tujuan utama dari penelitian ini adalah menganalisis sejauh mana batubara dapat mensubstitusi peran gas alam di pabrik pupuk saat ini dan masa mendatang jika harga gas alam terus meningkat. Penghitungan neraca massa dan energi untuk masing-masing konfigurasi dilakukan melalui simulasi proses menggunakan perangkat lunak.

IV. 1. Simulasi Model Konvensional IV. 1. 1 Simulasi Pembuatan Gas Sintesis Konvensional Pada bagian ini dilakukan penghitungan neraca massa dan energi melalui simulasi proses dengan menggunakan perangkat lunak. Batasan sistem proses yang akan disimulasi meliputi unit proses pengolahan gas alam mulai dari primary reformer, secondary reformer, shift converter (LTSC dan HTSC) dan methanator. Pada sistem ini tidak dilakukan simulasi pada unit catalytic desulphurizer, hydrotreater dan sisi api dari primary reformer. Diagram blok simulasi model ini dapat dilihat pada Gambar IV.1. Simulasi model konvensional ini menggunakan kondisi proses yang sedemikian sehingga perbedaan antara perhitungan neraca

massa hasil simulasi dengan perhitungan neraca massa sebenarnya minimal. Hal ini dilakukan untuk memvalidasi model simulasi. Semakin kecil perbedaan antara hasil simulasi dan data referensi maka model simulasi telah memenuhi syarat untuk dapat mewakili proses yang sebenarnya. H2O

Gas Alam

1

2

Udara + H2O

Primary Reformer

3

4 Secondary Reformer

5

6

7

HTSC

8

9

LTSC

H2O

10 CO2 Removal

12

13

14

Metanasi

Separator

15

Separator

To Ammonia Converter

11 CO2

Gambar IV. 1. Diagram blok simulasi model konvensional Simulasi ini dilakukan dengan menggunakan aliran gas alam sebagai basis perhitungan. Kondisi masukkan gas alam keluaran kompresor 102J berturut-turut adalah tekanan 40,05 bar, temperatur 79,4 0C dan laju alir sebesar 1219,7 kmol/jam. Kondisi tekanan dan temperatur yang digunakan sama dengan dengan kondisi sebenarnya atau variabel tetap sedangkan approach temperature merupakan variabel bebas yang akan diubah-ubah selama simulasi. Perbandingan kondisi proses setiap unit dengan data di PT PUSRI tertera pada Tabel IV. 1. Temperature approach yang digunakan untuk masing-masing unit reaktor berturut-turut mulai dari primary reformer, secondary reformer, LTSC dan HTSC adalah sebagai berikut 10 0C, 13 0C, 31 0C dan 9 0C. Hal ini tidak berbeda jauh dengan data kondisi proses saat ini yang masing-masing memiliki nilai 10.5 0C untuk primary dan 13.8 0C untuk secondary reformer, 28 0C dan 12 0C untuk HTSC dan LTSC. Nilai-nilai yang dipilih diatas merupakan nilai yang memberikan perhitungan neraca massa yang paling mendekati data PUSRI. Perbedaan besarnya beban panas untuk unit-unit secondary reformer, HTSC, LTSC dan methanator dapat dianggap sebagai besarnya panas hilang yang tidak diikutkan pada simulasi proses ini. Selain itu perbedaan ini juga dapat disebabkan oleh perbedaan penggunaan persamaan keadaan

untuk

menghitung

besaran-besaran

41

termodinamika

dari

proses.

Perbandingan neraca massa dan energi hasil simulasi dengan data di PT PUSRI dapat dilihat pada Tabel IV. 2.

Tabel IV. 1. Pembandingan kondisi proses simulasi dengan kondisi proses data PT PUSRI Data PUSRI Temperatur, 0C Tekanan, bar Approach Temperature, 0C Beban panas, MW

Hasil Keterangan Simulasi Primary Reformer

800 800 ditetapkan 32.28 32.28 ditetapkan 10.5 10 variabel bebas 76.21 76.18 hasil hitungan Secondary Reformer

Temperatur, 0C Tekanan, bar Approach Temperature, 0C Beban panas, MW

978.63 31.74 13.8 0

978.63 31.74 13 1.75 HTSC

ditetapkan ditetapkan variabel bebas hasil hitungan


431.85 30.09 28 0

431.85 30.09 31 0.013 LTSC



234.9 28.39 12 0


323.71 25.47 0

42

234.9 ditetapkan 28.39 ditetapkan 9 variabel bebas 0.017 hasil hitungan Methanator 323.71 25.47 0.001


Tabel IV. 2. Perbandingan neraca massa hasil simulasi model konvensional dengan data di PT PUSRI (lihat diagram alir Gambar IV. 1) Aliran 0

Temperatur Tekanan Fraksi uap Laju alir molar Laju alir massa

C bar fraksi mol kmol/jam Kg/jam

Data 73 40 1 1220 22678

Aliran -1 Simulasi 79 40 1 1220 22679

Selisih 8.12% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Data 350 40 1 4080 73505

Aliran-2 Simulasi 350 40 1 4080 73505

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Data 815 32 1 7675 105601

Aliran-3 Simulasi 815 32 1 7673 105592

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.02% 0.01%

519.8

519.8

0.00%

Laju alir molar komponen CH4

kmol/jam

1075.5

1075.7

0.02%

C2H6

kmol/jam

75.6

75.6

0.00%

C3H8

kmol/jam

47.2

47.2

0.00%

trace

C4H10

kmol/jam

14.9

14.7

1.32%

trace

O2 CO

kmol/jam kmol/jam

CO2

kmol/jam

3.6

3.6

0.00%

H2O

kmol/jam

2.9

2.9

0.00%

H2 N2 Ar

436.9

435.2

0.40%

475.4

476.6

0.24%

3190.7

3190.2

0.02%

kmol/jam

3033.0

3033.7

0.02%

kmol/jam kmol/jam

17.6 0.2

17.6 0.2

0.00% 0.00%

4080.1

4080.1

0.00%

Tabel IV. 2. Perbandingan neraca massa dan energi hasil simulasi model konvensional dengan data di PT PUSRI (lanjutan) Aliran Temperatur Tekanan Fraksi uap Laju alir molar Laju alir massa

0

C bar fraksi mol kmol/jam kg/jam

Data 459 35 1 2169 60781

Aliran-4 Simulasi 459 35 1 2169 60784

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.01%

Data 979 32 1 10421 166381

Aliran-5 Simulasi 979 32 1 10419 166376

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.01% 0.00%

Data 365 31 1 10421 166381

Aliran-6 Simulasi 365 31 1 10419 166376

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.01% 0.00%

23.5

23.7

1.05%

23.5

23.7

1.05%

884.1

883.2

0.11%

884.1

trace 883.2

0.11%


kmol/jam

C2H6

kmol/jam

C3H8

kmol/jam

C4H10

kmol/jam

O2 CO

kmol/jam kmol/jam

CO2

kmol/jam

0.6

0.6

0.00%

525.2

525.3

0.03%

525.2

525.3

0.03%

H2O

kmol/jam

186.6

186.6

0.00%

3662.6

3663.3

0.02%

3662.6

3663.3

0.02%

3741.1

3739.4

0.05%

3741.1

3739.4

0.05%

1548.1 18.4

1548.2 18.4

0.01% 0.00%

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.13%

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.13%

H2

kmol/jam

N2 Ar

kmol/jam kmol/jam

415.4

415.4

0.00%

43


0


Data 432 30 1 10420 166381

Aliran-7 Simulasi 432 30 1 10420 166376

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Data 210 29 1 10420 166381

Aliran-8 Simulasi 210 29 1 10420 166376

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Data 235 28 1 10420 166381

Aliran-9 Simulasi 235 28 1 10420 166376

23.5

23.5

0.00%

23.5

23.5

0.00%

23.5

23.5

0.00%

0.09%

248.1

248.3

0.09%

23.8

23.8

0.02%

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%


kmol/jam

C2H6

kmol/jam

C3H8

kmol/jam

C4H10

kmol/jam

O2 CO

kmol/jam kmol/jam

248.1

248.3

CO2

kmol/jam

1161.2

1160.4

0.07%

1161.2

1160.4

0.07%

1385.5

1384.9

0.04%

H2O

kmol/jam

3026.6

3027.9

0.04%

3026.6

3027.9

0.04%

2802.3

2803.4

0.04%

H2

kmol/jam

4377.2

4375.3

0.04%

4377.2

4375.3

0.04%

4601.5

4599.7

0.04%

N2 Ar

kmol/jam kmol/jam

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.00%

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.00%

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.13%


0


Data 106 27 1 8021 123144

Aliran-10 Simulasi 107 27 1 8021 123137

Selisih 0.68% 0.00% 0.00% 0.00% 0.01%

Data 42 2 1 1461 62028

Aliran-11 Simulasi 42 2 1 1429 60884

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 2.15% 1.84%

Data 70 27 1 6306 56532

Aliran-12 Simulasi 70 27 1 6307 56495

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.01% 0.06%

23.5

23.5

0.00%

0.1

0.0

64.89%

23.4

23.4

0.16%

0.07%


kmol/jam

C2H6

kmol/jam

C3H8

kmol/jam

C4H10

kmol/jam

O2 CO

kmol/jam kmol/jam

23.8

23.8

0.02%

0.0

0.0

40.50%

23.8

23.8

CO2

kmol/jam

1384.9

1383.7

0.09%

1376.6

1353.8

1.66%

6.0

6.1

0.95%

H2O

kmol/jam

403.9

406.4

0.63%

71.5

70.4

1.53%

78.5

74.5

5.00%

H2

kmol/jam

4600.9

4599.6

0.03%

9.0

4.3

52.52%

4591.8

4595.4

0.08%

N2 Ar

kmol/jam kmol/jam

1565.7 18.6

1565.8 18.6

0.01% 0.13%

1.6 0.0

0.9 0.0

44.98% 56.80%

1564.1 18.6

1564.9 18.5

0.05% 0.01%

44


0


Data 290 26 1 6306 56532

Aliran-13 Simulasi 290 26 1 6307 56495

Selisih 0.01% 0.00% 0.00% 0.01% 0.06%

Data 324 25 1 6247 56532

Aliran-14 Simulasi 324 25 1 6247 56495

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.01% 0.06%

Data 35 24 1 6148 54750

Aliran-15 Simulasi 35 24 1 6150 54754

Selisih 0.00% 0.00% 0.00% 0.04% 0.01%

23.4

23.4

0.16%

53.2

53.3

0.21%

53.2

53.3

0.21%


kmol/jam

C2H6

kmol/jam

C3H8

kmol/jam

C4H10

kmol/jam

O2 CO

kmol/jam kmol/jam

23.8

23.8

0.07%

0.0

trace

0.0

trace

CO2

kmol/jam

6.0

6.1

0.95%

0.0

trace

0.0

trace

H2O

kmol/jam

78.5

74.5

5.00%

114.3

110.4

3.33%

15.3

13.8

10.02%

H2

kmol/jam

4591.8

4595.4

0.08%

4496.5

4499.8

0.07%

4496.5

4499.8

0.07%

N2 Ar

kmol/jam kmol/jam

1564.1 18.6

1564.9 18.5

0.05% 0.01%

1564.1 18.6

1564.9 18.5

0.05% 0.01%

1564.1 18.6

1564.9 18.5

0.05% 0.01%

Dari Tabel IV. 2 tidak ditemui perbedaan hitungan yang cukup berarti terutama di aliran-aliran 1 sampai 10 (≤ 5%) dan perbedaan sedikit besar di aliran 11-15. Simulasi proses pembuatan gas sintesis dibagi menjadi dua tahapan proses yang pertama adalah proses absorbsi CO2 sedangkan yang kedua adalah proses lainnya. Hal ini dilakukan karena adanya perbedaan dalam penggunaan persamaan keadaan. Persamaan Peng Robinson-Boston Mathias merupakan persamaan keadaan yang direkomendasikan oleh Aspen dalam simulasi pembuatan gas sintesis, hal ini terbukti dari hasil simulasi yang memiliki simpangan yang relatif kecil, sedangkan pada proses absorbsi CO2 persamaan keadaan yang digunakan adalah ElecNRTL yang baik digunakan untuk perhitungan proses yang melibatkan kesetimbangan uapcair. Hasil simulasi CO2 Removal diatas merupakan hasil simulasi yang paling mendekati dengan neraca massa PT PUSRI. Secara keseluruhan data hasil simulasi masih cukup mewakili data neraca massa.

IV. 1. 2. Simulasi Pemanfaatan Gas Alam Sebagai Utilitas Bahan Bakar Gas alam selain digunakan sebagai bahan baku gas sintesis juga digunakan sebagai utilitas bahan bakar gas untuk berbagai keperluan, diantaranya: bahan bakar turbin gas dan bahan bakar boiler (package boiler). Distribusi penggunaan gas alam 45

dapat dilihat pada Tabel IV. 3. Pembakaran gas alam dilakukan dengan menggunakan udara yang sedikit berlebih untuk memastikan terjadinya pembakaran sempurna. Pada simulasi turbin gas besarnya udara lebih diatur sedemikian sehingga temperatur gas panas masuk expansion turbine sebesar 926 0C. Pembatasan ini berkaitan dengan ketahanan material turbin. Gas diekspansi dalam turbin sampai tekanan atmosferik, selanjutnya gas ini bersama-sama gas hasil pembakaran bahan bakar tambahan digunakan untuk membangkitkan steam. Turbin gas dengan bahan bakar gas alam digunakan untuk membangkitkan listrik sebesar 15 MW. Sedangkan WHB dengan memanfaatakan gas panas keluaran turbin gas digunakan untuk membangkitkan steam sebanyak 90,700 kg/jam pada tekanan 625 psig dan temperatur 401

0

C. Package boiler merupakan unit yang digunakan untuk

membangkitkan steam sebesar 102,060 kg/jam pada tekanan 43.213 kg/cm2 dan temperatur 399 0C. Kelebihan udara yang digunakan adalah sebesar 10%. Hasil simulasi turbin gas, WHB dan package boiler dapat dilihat pada Tabel IV. 4. Tabel IV. 3. Distribusi pemakaian gas alam di PT PUSRI Laju alir, kmol/jam Gas alam ke primary reformer Untuk proses Untuk bahan bakar Gas alam utilitas Turbin gas

%

2059.75

71.96%

1219.73 840.02

59.22% 40.78%

802.78

28.04%

303.40

37.79%

Package Boiler

344.89

42.96%

WHB

154.50

19.25%

Total gas alam

2862.53

Pada simulasi ini juga dilakukan penghitungan neraca massa steam pada sistem produksi gas sintesis. Steam dibangkitkan melalui pertukaran panas dengan aliran gas buang primary reformer (Auxiliary Boiler), aliran keluaran secondary reformer dan aliran keluaran shift converter. Steam dibangkitkan pada tekanan tinggi (HPS) 100 bar dan temperatur 460 0C, steam ini digunakan untuk memutar kompresor gas sintesis pada proses pembuatan ammonia hingga mencapai 40 bar 350 0C (MPS). Steam bertekanan rendah ini digunakan sebagai steam proses, steam

46

penggerak dan utilitas lainnya. Perbandingan neraca massa steam dapat dilihat di Tabel IV. 5. Tabel. IV. 4. Neraca massa dan kondisi proses unit utilitas Gas Turbine Generator ( GTG ) Beban, kW Tekanan udara ambien, atm Laju alir gas alam, kmol/jam Laju alir udara, kmol/jam Excess Air, %

Data 15000 1

Simulasi 15000 1 303.40 9819.12 204%

Temperatur gas keluar turbin, 0C

491.05

592.1

5038.89

5136.35

113

112.8

401 45.14 34.07 37.32

401 45.14 154.50 36.43 35.47

5670.00

4033.61

113

113

399 45.14

398.6 45.14 344.89 79.20

Waste Heat Boiler (WHB) Laju alir steam, kmol/jam 0

Temperatur air masuk WHB, C 0

Temperatur steam keluar WHB, C Tekanan steam, bar Laju alir gas alam, kmol/jam Beban panas gas buang, MW Beban panas aux. firing, MW Package Boiler (PB) Laju alir steam, kmol/jam 0

Temperatur air masuk boiler, C 0

Temperatur steam keluar boiler, C Tekanan steam, bar Laju alir gas alam, kmol/jam Beban panas, MW

Tabel IV. 5. Perbandingan neraca massa steam hasil simulasi dengan data PT PUSRI Simulasi Kebutuhan Panas, MW - WHB - BFW Coil - HT + LT Steam Coil - Auxiliary Boiler Produksi steam, kg/jam Konsumsi steam, kg/jam - Steam Proses - Kompresor udara - Kompresor Gas Alam Proses - Lain –lain

47

Data PUSRI

Selisih

63.70 13 37.87 24.3

63.7 13 38.57 23.15

0.00% 0.00% 1.80% 4.97%

251204

251204

0,00

76585 42145 2600 129875

76585 46800 2468 125351

0.00% 9.95% 5.35% 3.61%

Nilai-nilai dengan selisih sama dengan 0% merupakan nilai-nilai yang ditetapkan sedangkan nilai lainnya merupakan nilai hasil simulasi. Nilai hasil simulasi memiliki perbedaan dengan nilai data PUSRI. Hal ini disebabkan oleh perbedaan nilai parameter proses seperti efisiensi perpindahan panas pada alat-alat penukar panas dan efisiensi pada peralatan bergerak misal efisiensi isentropi dan efisiensi mekanik turbin, kompresor dan pompa. Nilai yang digunakan pada simulasi merupakan nilai yang biasa digunakan oleh Aspen sebesar 72%.

IV. 2. Simulasi Model I Konfigurasi model ini merupakan hasil modifikasi dari model konvensional. Pada model ini gas alam masih digunakan sebagai bahan baku dari pembuatan gas produksi dan bahan bakar di primary reformer, sedangkan utilitas bahan bakar dipenuhi

dengan

menggunakan

batubara.

Batubara

sebagai

bahan

bakar

dimanfaatkan energinya melalui proses pembakaran. Batubara yang digunakan berasal dari Tanjung Enim dan termasuk ke dalam golongan subbituminuous. Skema pemanfaatan batubara pada model ini dapat dilihat pada Gambar III. 3. Proses pemanfataan batubara sebagai bahan bakar boiler pertama-tama harus melewati tahap persiapan meliputi coal grinding, pencucian, pengangkutan dan lainlain baru kemudian dibakar. Simulasi ini tidak melibatkan proses persiapan batubara melainkan langsung menuju proses pembakaran dengan menggunakan udara. Hasil simulasi pemanfaatan batubara sebagai utilitas bahan bakar terdapat pada Tabel IV. 6. Konfigurasi sistem utilitas terbagi menjadi dua, yang pertama (Model IA) steam dibangkitkan seluruhnya pada tekanan 42.377 bar dan temperatur 401 0C. Steam hasil pembangkitan ini kemudian dibagikan untuk keperluan steam ex WHB, ex Package boiler dan pembangkitan listrik sebesar 15 MW. Konfigurasi kedua (Model IB) adalah pembangkitan steam dilakukan pada tekanan dan temperatur tinggi (151 bar, 577 0C). Steam tekanan tinggi ini kemudian digunakan untuk membangkitkan listrik sebesar 15 MW hingga mencapai kondisi tekanan 42.377 bar dan 401 bar, steam ini selanjutnya digunakan sebagai untuk mengganti steam ex WHB dan Package Boiler, sistem ini dikenal dengan nama Cogeneration yakni sebuah sistem pembangkitan listrik yang digabungkan dengan sistem pemenuhan

48

utilitas panas lainnya maupun penggunaan steam (fluida penggerak) pada proses kimia lainnya. Tabel IV. 6. Hasil simulasi sistem utilitas model I Model IA

Model IB

Steam Turbine Generator Beban, kW Tekanan steam, bar Temperatur, 0C Laju alir steam, kmol/jam Laju alir batubara, kg/jam Tekanan keluar turbin, bar

15000 42.38 401.00 3858.83 8979 0.14

15000 151.65 577.24 10699.81 30369 42.38

Waste Heat Boiler (WHB) Laju alir steam, kmol/jam Temperatur air masuk WHB, 0C Temperatur steam keluar WHB, 0C Tekanan steam, bar Laju alir batubara, kg/jam

5136.35 112.8 401 42.38 11715

5136.35

4033.61 112.8 401 42.38 13182

4033.61

33876

30369

Package Boiler (PB) Laju alir steam, kmol/jam Temperatur air masuk boiler, 0C Temperatur steam keluar boiler, 0C Tekanan steam, bar Laju alir batubara, kg/jam Total kebutuhan batubara

401 42.38 0

401 42.38 0

Dari Tabel IV. 6 terlihat bahwa banyaknya batubara yang dibutuhkan untuk pembangkitan steam pada konfigurasi kedua lebih kecil 10% daripada konfigurasi pertama. Hal ini disebabkan lebih sedikitnya steam yang harus dibangkitkan, namun pada konfigurasi ini diperlukannya turbin uap bertekanan dan bertemperatur tinggi yang memerlukan kekuatan material dan sistem isolasi yang sangat baik. Penentuan konfigurasi mana yang lebih baik dapat ditentukan dengan melakukan kajian ekonomi lebih lanjut. Secara keseluruhan sistem Cogeneration memiliki kinerja yang lebih baik dibandingkan dengan single cycle karena menurunkan jumlah panas yang dibuang ke lingkungan melalui unit kondenser.

49

IV. 2. Simulasi Model II Pemanfaatan batubara sebagai utilitas bahan bakar pada konfigurasi ini dilakukan melalui gasifikasi batubara terlebih dahulu untuk mengubah batubara menjadi gas produser yang selanjutnya akan digunakan sebagai pengganti gas alam sebagai bahan bakar gas. Gasifikasi dilakukan dengan menggunakan oksigen murni yang dibeli dari luar unit gasifikasi. Skema pemanfaatan gas produser sebagai pengganti gas alam dapat dilihat pada Gambar III.7. Konsumsi gas produser di masing-masing unit dan kondisi proses yang digunakan dapat dilihat pada Tabel IV. 7. Dari Tabel IV.7. dapat terlihat bahwa jumlah gas alam yang dibutuhkan untuk membangkitkan listrik neto sebanyak 15 MW jauh lebih sedikit dibandingkan dengan gas produser. Hal ini sesuai dengan nilai bakar gas alam yang jauh lebih besar dibandingkan dengan gas produser (empat kali lipat). Pembakaran pada ruang bakar turbin gas dilakukan dengan menggunakan udara lebih. Banyaknya udara lebih ini diatur agar temperatur gas keluaran ruang bakar sebesar 926 0C. Beban kompresor udara pada turbin gas juga meningkat karena lebih banyak udara yang dibutuhkan untuk menghasilkan gas buang dengan temperatur 926 0C bahkan mungkin memerlukan tambahan kompresor. Peningkatan laju alir bahan bakar dan laju alir udara yang dibutuhkan juga akan memerlukan modifikasi pada sistem perpipaan di turbin gas yang ada. Produksi steam melalui WHB baik dari WHB gasifikasi maupun WHB turbin gas menghasilkan jumlah steam yang lebih besar dari produksi WHB konvensional. Jumlah steam dari WHB turbin gas meningkat karena meningkatnya laju alir gas buang keluaran turbin gas oleh karena itu, tidak diperlukan lagi pembakaran bahan bakar tambahan, sebaliknya beban package boiler pun menjadi lebih kecil (~ 60% kapasitas saat ini). Meningkatnya jumlah gas buang pada WHB menyebabkan perlunya modifikasi pada unit tersebut Kebutuhan gas produser pada package boiler dua kali lipat dari kebutuhan gas alam, hal ini disebabkan jumlah produksi steam hanya setengah dari kapasitas normalnya. Penurunan kapasitas ini mungkin akan merubah efisiensi perpindahan pada package boiler. Substitusi gas alam dengan gas produser pada package boiler memerlukan modifikasi yang relatif lebih sedikit dibandingkan dengan turbin gas, banyaknya gas

50

buang yang dihasilkan baik dari pembakaran gas produser maupun gas alam memiliki nilai yang tidak terlalu jauh berbeda sehingga modifikasi hanya diperlukan di bagian ruang bakar dari boiler saja. Tabel IV. 7. Konsumsi gas produser sebagai utilitas bahan bakar Model konvensional

Model II

Gas Turbine Generator Beban, kW

15000

15000

Tekanan udara ambien, atm

1.00

1.00

Laju alir gas alam, kmol/jam

303

Laju alir gas produser, kmol/jam

1828

Laju alir udara, kmol/jam Excess Air, % 0

Temperatur gas keluar turbin, C

9819

22837

308%

448%

521.11

589.68

Laju alir batubara, kg/jam

27704

Waste Heat Boiler GTG (WHB) Laju alir steam, kmol/jam

5361.63

5361.63

Temperatur steam masuk WHB, C

113

35.9

Temperatur steam keluar WHB, 0C

401

401

42.38

42.38

0

Tekanan steam, bar Laju alir gas alam, kmol/jam

154


0

Waste Heat Boiler Gasifikasi Laju alir steam, kmol/jam

2762.00 0

Temperatur steam masuk WHB, C

35.9

0

Temperatur steam keluar WHB, C

401

Tekanan steam, bar

42.38


0

Package Boiler (PB) Laju alir steam, kmol/jam

5670 0

2576.17

Temperatur air masuk boiler, C

113

113

Temperatur steam keluar boiler, 0C

399

401

42.38

42.38

Tekanan steam, bar Laju alir gas alam, kmol/jam

345

Laju alir gas produser, kmol/jam

527.96


8029.93

Total kebutuhan gas alam, kmol/jam Total kebutuhan batubara, kmol/jam

802 35734

Konsumsi batubara untuk gasifikasi lebih besar dibandingkan dengan konsumsi batubara via pembakaran langsung. Hal ini disebabkan oleh terjadinya

51

hilang panas pada proses gasifikasi yakni pada saat gas produser memasuki unit wet scrubber. Hal yang yang tidak ikut dipertimbangkan selama simulasi yakni efisiensi pembakaran batubara. Pada pembakaran batubara biasanya perambatan reaksi pembakaran ke seluruh bahan bakar padat kurang sempurna sehingga biasanya akan dihasilkan lebih banyak tar dibandingkan dengan gasifikasi. Namun hal ini dapat diatasi dengan proses hidrodinamika pembakaran yang lebih baik.

IV. 4. Simulasi Model III Konfigurasi pemanfaatan batubara pada model ini merupakan konfigurasi maksimal. Pada konfigurasi ini batubara selain dimanfaatkan sebagai bahan bakar juga dimanfaatkan sebagai bahan baku gas sintesis. Simulasi dimulai dengan gasifikasi batubara dilanjutkan dengan pembersihan gas produser menghasilkan gas produser yang bersih dan bertemperatur rendah. Gas ini selanjutnya memasuki proses upgrading untuk meningkatkan kadar gas H2-nya. Proses upgrading gas produser meliputi reaksi pergeseran CO, pemisahan CO2 dan atau metanasi. Prosesproses ini tentunya bukan proses yang asing di pabrik pupuk, hanya saja umpan gas yang digunakan memiliki kandungan CO dan CO2 yang tinggi. Kondisi proses gasifikasi dan pembersihan gas produser yang digunakan sama dengan kondisi proses tersebut pada model II, sedangkan kondisi proses upgrading gas produser sama dengan kondisi proses tersebut pada model konvensional. Perbandingan komposisi gas keluaran secondary reformer dan gas produser bersih dapat dilihat pada Tabel IV. 8, sedangkan diagram alir pembuatan gas sintesis dapat dilihat pada Gambar IV. 2. Gas produser hasil gasifikasi batubara merupakan gas yang kaya akan CO dan CO2 namun miskin H2 dibandingkan dengan gas keluaran unit 2nd reformer karena tingginya rasio C/H pada batubara. Mulai dari sini gas produser akan melewati berbagai proses yang sama dengan gas keluaran 2nd reformer untuk meningkatkan kandungan gas H2-nya. Proses utama pada upgrading gas produser adalah pergeseran CO menjadi CO2 dengan menggunakan steam menghasilkan gas H2. Karena kadar CO dalam gas produser cukup besar oleh karenanya kebutuhan steam untuk proses ini cukup besar. Banyaknya steam yang dibutuhkan disesuaikan sedemikian sehingga perbandingan antara steam dengan gas CO sama dengan

52

perbandingannya pada proses konvensional. Steam yang diperlukan diperoleh dari WHB gasifikasi dan steam system berbahan baku gas produser. Tabel IV. 8. Perbandingan komposisi gas keluaran reformer dengan gas produser basis kering No 1

Parameter Komposisi gas:

Gas Keluaran Unit 2nd Reformer

Gas Produser

8.5% 35.9% 0.2% 5.0% 15.0% 23.2% 0.2% 35.2% 4.23 20.8%

60.3% 26.2% 0.0% 13.2% 0.0% 0.4% 0.0% 0.0% 0.43 73.5%

CO H2 CH4 CO2 H2S N2 Ar H2O 2 3

H2/CO CO + CO2

4

Laju alir molar, kmol/jam

5

Kebutuhan steam, kmol/jam

6

N2 lebih kg N2/kg NH3

0

5.24

N2 lebih kg N2/kg Urea

0

3.85

CO2 lebih kg CO2/kg NH3

0

3.25

CO2 lebih kg CO2/kg Urea

0

2.39

7

6755.95

5389.31 13481.3

Kapasitas shift converter yang terpasang saat ini hanya sebesar 115% dari kapasitas yang tertera pada neraca massa sehingga diperlukan peningkatan kapasitas (tiga kali lipat) dengan membangun unit baru. Selain itu hal perlu diperhatikan adalah ketahanan katalis shift converter terhadap tingginya komposisi CO dan CO2 gas umpan. Pemakaian unit lama untuk mengolah umpan gas produser dapat dilakukan namun kemungkinan besar akan menurunkan umur katalis.

53

BFW Coal

Water

1

Gas produser

2 Air

3

Clean Gas Produser

4

O2

ASU

Siklon

N2

WHB

Filter

Steam

Gasifier

Scrubber

KO Drum

Abu Liquid

To utility Absorben

9 To Ammonia Synthesis 7

5

Steam

HTSC

8

6

LTSC

CO2 Removal

Methanator

H2O Removal

H2O

To CO2 stripper

Aliran Temperatur, oC Tekanan, bar Komposisi, fraksi mol: CO H2 CH4 CO2 H2O O2 N2 Laju, kmol/jam Laju alir kg/jam

Aliran Temperatur, oC Tekanan, bar Komposisi, fraksi mol: CO H2 CH4 CO2 H2O O2 N2 Laju, kmol/jam Laju alir kg/jam

Coal 40

O2 50

Steam 253

1 2148

2 399

3 150

4

30.0

30.0

30.0

30.0

29.9

29.7

29.7

1

0.54 0.31 0.00 0.03 0.11

0.55 0.31 0.00 0.03 0.11

0.51 0.29 0.00 0.03 0.17

0.61 0.35 0.00 0.04 0.00

516 9287

6879 153170

6879 153170

7370 163309

5442 127141

5

6

7

8

9

432 30.1

235 28.4

70 26.7

324 23.5

35 24.3

0.61 0.35 0.00 0.04 -

0.01 0.24 0.00 0.20 0.55

0.00 0.24 0.00 0.21 0.54

0.00 0.99 0.00 0.00 0.01

0.00 0.98 0.00 0.00 0.01

0.00 0.99 0.00 0.00 0.00

5389 125627

0.00 18870 368493

0.00 18832 368493

0.00 4612 10477

0.00 4580 10477

0.00 4526 9510

40

1 92086

1742 55724

Clean Producer Gas 40 29.7

Gambar IV. 2. Diagram alir pembuatan gas sintesis berbahan baku batubara dan neraca massa hasil simulasi

54

Selain meningkatnya beban shift converter, beban CO2 Removal juga ikut meningkat sekitar tiga kali lipat yang juga akan memerlukan pembangunan unit baru dan tentunya meningkatkan penggunaan absorben. Perbedaan jumlah laju alir juga menyebabkan perlunya modifikasi perpipaan terutama pada unit CO2 Removal yang lama karena jumlah CO2 yang akan diserap menjadi lebih banyak sehingga jumlah absorben yang dialirkan akan lebih banyak, selain itu kondisi kesetimbangan gas cair di dalam absorber juga harus tetap terjaga. Pengaruh penggunaan gas produser sebagai umpan terhadap efisiensi produksi unit-unit lama merupakan pembahasan yang perlu dikaji lebih lanjut lagi. Saat ini telah berkembang pula berbagai metode pemisahan CO2 pada pembuatan gas sintesis dari gas produser produk gasifikasi batubara diantaranya Selexol dan Rectisol. Pada simulasi ini pemisahan CO2 dilakukan dengan menggunakan Larutan Benfield yang selanjutnya akan memasuki unit metanator. Pada pemisahan dengan menggunakan selexol dan rectisol biasanya tidak lagi diperlukan metanator karena aliran gas keluaran CO2 Removal sudah cukup bersih dan bisa digunakan sebagai bahan baku ammonia synthesis. Pada simulasi sistem utilitas listrik dan steam gas produser digunakan sebagai bahan bakar turbin gas dan package boiler saja karena pembangkitan steam dari WHB turbin gas sudah mencukupi kebutuhan steam sebagai utilitas di pabrik urea mirip dengan pembangkitan steam pada simulasi model II. Berbeda dengan simulasi pada model II, pada model ini unit primary dan secondary reformer tidak digunakan lagi, oleh karena itu beban penyediaan utilitas steam bertambah seiring dengan adanya kebutuhan steam dari steam system. Selain itu juga dibutuhkan steam proses sebagai umpan unit shift converter. Pada sistem ini steam yang diproduksi dari WHB gasifikasi sangat banyak sehingga package boiler hanya beroperasi 30% dari kapasitas saat ini. Pada simulasi model ini, oksigen murni didapat dari pemisahan udara melalui proses kriogenik. Dari unit ini dihasilkan pula nitrogen yang digunakan pada ammonia synthesis. Namun besarnya kebutuhan udara gasifikasi batubara sehingga produksi nitrogen menjadi berlebih. Kelebihan nitrogen merupakan produk samping yang dapat dijual. Selain kelebihan nitrogen pada simulasi ini juga terjadi kelebihan

55

CO2. CO2 yang dihasilkan dari unit absorbsi CO2 dijadikan bahan baku dari urea, namun tingginya CO2 yang dihasilkan dari proses ini menyebabkan terjadi kelebihan CO2. Perhitungan N2 lebih dan CO2 lebih dilakukan dengan perhitungan neraca massa sederhana yang dapat dilihat pada Tabel IV. 8.

IV. 5. Perbandingan Model IV. 5. 1. Konsumsi Bahan Bakar Simulasi sistem utilitas steam dan listrik dilakukan untuk menghasilkan kebutuhan batubara pada setiap model konfigurasi pemanfaatan batubara. Perbandingan konsumsi gas alam dan konsumsi batubara untuk masing-masing model dapat dilihat pada Tabel IV. 9. Secara umum konsumsi batubara untuk model I dan II tidak jauh berbeda karena secara keseluruhan neraca energi kedua model ini sama. Jumlah batubara model II sedikit lebih tinggi karena terjadi hilang panas pada saat pembersihan gas produser. Pada proses ini gas produser yang masih memiliki temperatur sebesar 400 0

C dicampur dengan air untuk menghilangkan tar pada gas sehingga tidak

terkondensasi unit-unit lain dan mengganggu proses selanjutnya. Konsumsi batubara tertinggi tentu saja dimiliki oleh model III, hal ini disebabkan beban panas steam system ditanggung oleh pembakaran gas produser melalui auxiliary boiler. Dari Tabel IV. 9 terlihat bahwa pengurangan konsumsi gas alam untuk model I dan II adalah sebesar 28.4% (dari 2825 kmol/jam menjadi 2023 kmol/jam) sedangkan untuk model III konsumsi gas alam menjadi nol dan 100% digantikan oleh batubara

IV. 5. 2. Neraca Massa Steam Neraca massa produksi-konsumsi steam untuk setiap model dapat dilihat pada Tabel IV. 10. Steam system pada simulasi ini meliputi tiga macam tekanan steam yang dapat dilihat pada Tabel IV. 11. Spesifikasi steam ini digunakan pada simulasi pembangkitan steam. Produksi steam model IA terlihat lebih tinggi dibandingkan dengan model konvensional hal ini disebabkan meningkatnya produksi steam untuk membangkitkan listrik sebagai pengganti turbin gas, sedangkan untuk

56

model IB produksi uap sama dengan pada model konvensional dengan melakukan Cogeneration. Tabel IV. 9. Konsumsi gas alam dan batubara untuk setiap model konfigurasi Aliran A. Primary Reformer Proses Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara Bahan bakar Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara B. Package Boiler Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara C. WHB Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara D. Gas turbine Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara E. Boiler Batubara Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara F. Total Gas Alam Gas produser Konsumsi b.bara

Satuan

Konvensional

Model IA

Model IB

Model II

Model III

kmol/jam kmol/jam kg/jam

1220 0 0

1220 0 0

1220 0 0

1220 0 0

0 5389 92086


803 0 0

803 0 0

803 0 0

803 0 0

0 2862 45111


345 0 0

0 0 0

0 0 0

0 528 8030

0 361 5695


154 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0


303 0 0

0 0 0

0 0 0

0 1828 27704

0 1773 27949


0 0 0

0 0 33876

0 0 30369

0 0 0

0 0 0


2825 0 0

2023 0 33876

2023 0 30369

2023 2356 35734

0 10385 170840

Lain halnya dengan produksi uap model II, pada model ini produksi sedikit lebih banyak karena diperlukan steam tambahan sebagai umpan dari gasifikasi. Model III tentu saja memproduksi dan mengkonsumsi steam paling banyak karena selain meningkatnya kebutuhan steam untuk gasifikasi juga tingginya kebutuhan steam untuk upgrading gas produser. Secara keseluruhan pembangkitan steam

57

melalui WHB gasifikasi memproduksi steam yang lebih dari cukup untuk memenuhi kebutuhan unit gasifikasi sendiri bahkan bisa menurunkan beban package boiler. Steam untuk gasifikasi diperlukan pada tekanan 30 bar pada keadaan jenuh. Steam dihasilkan dengan menurunkan temperatur steam utilitas melalui desuperheater. Pemenuhan steam dari WHB turbin gas berbahan baku gas produser pun tidak memerlukan bahan bakar tambahan, hal ini disebabkan besarnya laju alir gas buang turbin gas. Tabel IV. 10. Neraca massa steam untuk setiap model konfigurasi Konvensional

Model IA

Model IB

Model II

Model III

Produksi Steam System (Aux boiler) WHB GTG Package Boiler WHB Gasifikasi Boiler Batubara Total kg/hr

Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam

248506 90700 102060 0 0 441266

248506 0 0 0 262278 510783

248506 0 0 0 192760 441266

248506 96591 46410 53332

248506 97783 33239 245106

444839

624634

Konsumsi HPS :Syngas Compresor MPS :1st dan 2nd Reformer MPS dan LPS : Utilitas Shift Converter Utilitas Pabrik urea Gasifikasi Turbin Uap Total

Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam Kg/jam

248506 76585 171921 0 192760 0 0 441266

248506 76585 171921 0 192760 0 69518 510783

248507 76585 171922 0 192760 0 192760 441267

248506 76585 171921 0 192760 3573 0 444839

248506 0 171921 242869 192760 17084 0 624634

Tabel IV. 11. Tingkatan tekanan steam proses dan steam utilitas Tingkatan HP steam turbin HP steam system MP steam system MP steam utilitas LP steam system

Tekanan, bar 105 100 40 42.38 4.68

Temperatur 0C 577 460 350 401 250

IV. 5. 3. Daftar Investasi Peralatan Daftar

peralatan

tambahan

yang

dibutuhkan

untuk

masing-masing

konfigurasi dapat dilihat pada Tabel IV. 12. Daftar peralatan utama ini menentukan besarnya investasi yang harus dikeluarkan untuk setiap model konfigurasi pemanfataan batubara. Untuk model I diperlukan investasi boiler batubara sebagai 58

pengganti package boiler dan WHB ditambah dengan turbin uap untuk memproduksi listrik pengganti turbin gas. Hal ini dilakukan karena bahan bakar gas alam digantikan dengan batubara yang berbentuk padatan. Perbedaan antara model IA dan IB hanya dari kapasitas boiler dan jenis turbin uap yang diperlukan. Dari segi kapasitas boiler kedua turbin memiliki beban yng tidak terlalu jauh berbeda, namun dari segi turbin uap sangat berbeda jauh. Turbin uap bertekanan tinggi membutuhkan ketahanan material yang lebih tinggi, isolasi rumah turbin yang lebih baik dan sistem pengendalian getaran yang lebih ketat. Berbeda dengan model I, pada model II unit-unit package boiler, WHB dan turbin gas masih digunakan namun memerlukan modifikasi pada sistem perpipaan bahan bakar dan udara. Selain itu modifikasi pada bagian ruang bakar pun diperlukan terutama untuk mengatasi perbedaan karakteristik pembakaran antara gas produser dan gas alam. Investasi untuk model II juga mencakup satu unit gasifikasi batubara dan sistem unit pembersihan gas produser yang meliputi siklon, WHB, scrubber, KO drum dan filter. Investasi terbesar tentu saja diperlukan oleh model III. Pada model ini tidak diperlukan lagi unit primary dan secondary reformer karena gas alam sepenuhnya diganti dengan gas produser hasil gasifikasi. Untuk mencapai kapasitas produksi NH3 sebesar 1200 ton per hari tentu saja memerlukan jumlah gas produser yang sangat banyak sehingga diperlukan unit gasifikasi yang besar (lima kali lipat dari model II). Pemenuhan kebutuhan gas oksigen sebagai media penggasifikasi pada model ini dilakukan dengan menggunakan ASU (Air Separation Unit) sehingga diperlukan investasi untuk unit ini. Beberapa unit pada proses pembuatan gas sisntesis konvensional yang masih dapat digunakan adalah shift converter dan CO2 removal. Namun beberapa hal perlu diperhatikan seperti umur katalis dan laju alir absorben. Pada model ini juga diperlukan boiler tambahan sebagai pengganti WHB dari aliran-aliran pada sistem pembuatan gas sintesis konvensional. Selain itu juga perlu adanya modifikasi perpipaan pada unit shift converter karena diperlukannya pencampuran steam dengan gas produser bersih sebelum memasuki shift converter. Sistem perpipaan pada steam system juga perlu di modifikasi untuk mengatur pipa-pipa yang menuju

59

WHB dan pipa-pipa yang tadinya menuju primary dan secondary reformer menuju shift converter. Tabel IV. 12. Daftar inventarisasi peralatan utama untuk setiap model konfigurasi Konvensional

Model IA

Model IB

Model II

1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1

1 1 1

1

1

1 1 1 1

Alat Utama Primary Reformer Secondary Reformer HTSC LTSC CO2 Absorber CO2 Stripper Metanator Gasifier Siklon Scrubber Sulphur Removal ASU New Shift Converter New CO2 Absorber New CO2 Stripper Utilitas Steam Steam System WHB GTG Package Boiler WHB Gasifikasi Boiler Batubara + Steam Turbine Generator Auxiliary Boiler

1

Model III

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1

1 1

Utilitas Listrik dan Rotating Equipment GTG Turbin uap HP Turbin uap MP Condenser Syngas Compresor Kompresor udara

1

1

1

1 1 1

1 1 1

1 1 1 1

1 1

1 1

IV. 6 Evaluasi Kelayakan Ekonomi Selain kajian teknis dari masing-masing model konfigurasi perlu dilakukan juga evaluasi kelayakan ekonomi untuk masing-masing konfigurasi. Besar kecil investasi yang harus dikeluarkan tidak selalu menjadi patokan utama layak tidaknya

60

suatu proyek. Pada bagian ini akan dilakukan evaluasi kelayakan ekonomi dari masing-masing model denga menghitung besaran-besaran ROI, NPV, IRR dan PBP. Selain itu juga akan dilakukan sensitiviy analysis terhadap besaran-besaran investasi, harga jual, harga bahan baku dan kapasitas produksi. Dalam melakukan perhitungan kelayakan ekonomi diatas digunakan asumsiasumsi sebagai berikut : - Harga batubara

: 35 USD/ton

- Harga steam

: 10 USD/ton

- Harga N2 cair

: 50 USD/ton

- Harga listrik

: 65 USD/MWh

- Bunga bank

: 8 %/tahun

- Pajak pendapatan

: 30%

- Nilai tukar rupiah

: 10000 Rp/USD

- Umur pabrik

: 15 tahun

Penjualan produk dari masing-masing model dihitung berdasarkan produk yang memiliki nilai jual yang dihasilkan oleh masing-masing model. Berikut ini merupakan daftar produk yang dihasilkan pada masing-masing model. -

Model IA dan IB : listrik dan steam bertekanan sedang

-

Model II : cleaned producer gas dan steam dari WHB gasifikasi

-

Model III : upgraded producer gas, steam dari WHB gasifikasi dan nitrogen cair dari unit ASU.

Investasi yang dilakukan pada model IA meliputi instalasi boiler batubara dan turbin uap. Evaluasi ekonomi untuk model IA cukup menarik karena slelain investasi yang diperlukan relatif kecil biaya operasinya pun reandah. Namun nilai ROI masih rendah dibandingkan dengan bunga bank, namun dari syarat IRR model ini layak secara ekonomi. Investasi model IB lebih menraik lagi karena dengan investasi yang tidak berbeda jauh dengan model IA naumn biaya operasinya lebih rendah sehingga ROI dan IRR jauh lebih menarik. Hal ini membuktikan bahwa sistem cogeneration lebih efisien dari segi konsumsi bahan baku dan bahan bakar.

Perbandingan

kelayakan ekonomi dari masing–masing model dapat dilihat pada Tabel IV. 13. Sensitivity analysis untuk model IA dapat dilihat pada Gambar IV. 3. Dari sensitivity analysis terlihat bahwa nilai NPV sangat tergantung pada harga jual

61

produk sedangkan nilai IRR sangat bergantung pada harga jual dan investasi. Hal yang sama terjadi pada model IB. Sensitivity analysis untuk model ini dapat dilihat pada Gambar IV. 4. Tabel IV.13. Evaluasi kelayakan ekonomi untuk masing-masing model konfigurasi Model IA Investasi, USD Total Sales, USD Production Cost, USD Main Material Cost, USD Auxiliary Cost, USD Labor, USD Plant Overhead, USD Operating Expenses, USD Net Profit, USD ROI, % NPV, USD IRR, % PBP, tahun

Model IB

Model II

Model III

34,795,046.98 23,820,800

34,139,877.99 23,220,800

42,740,422.77 42,244,479

302,607,655.61 234,812,719

8,284,117 8,141,630 48,000 1,098,349 6,263,174 (141,370) 5.91% 33,196,024 18.53% 8.6

8,657,558 6,147,507 48,000 1,098,349

21,508,021 5,870,768 48,000 1,102,629 7,457,854 4,288,527 15.80% 12,174,864 12.191% 11.5

48,031,627.69 97,010,441.05 96,000 1,205,990.50 53,178,439 24,591,057 14.02% 49,147,735 10.537% 13

6,176,338 676,304 8.39% 41,727,922 21.411% 7.3

Investasi pada model II meliputi gasifer, unit persiapan batubara, unit pembersihan gas dan modifikasi pada turbin gas, WHB dan package boiler. Kapasitas gasifier di model ini rlatif kecil sehingga pembangunan gasifier sebaiknya di dekat pabrik lama. Berbeda dengan investasi pada model III yang meliputi model II ditambah dengan new shift converter dan new CO2 Removal dan instalasi perpipaan gas produser. Besarnya kapasitas gasifier memberikan pertimbangan untuk membangun unit baru di luar pabrik disamping untuk mengatasi kesulitan pengaturan lahan juga mengurangi ongkos pengangkutan batubara.sebagai gantinya gas produser bersih dialirkan melalui pipa menuju pabrik lama, sedangkan lokasi unit gasifier dan lain-lain berada dekat dengan tambang batubara. Kebergantungan kedua model ini terhadap harga jual gas produser dapat dilihat pada Gambar IV. 5 dan 6. Untuk model II dan III evaluasi kelayakan ekonomi tampak sangat menarik walaupun nilai investasi yang dikeluarkan sangat besar. Namun nilai ini sangat bergantung pada harga jual gas produser, harga yang digunakan pada perhitungan ini adalah sebesar 9 USD/MMBtu, harga ini masih relatif sangat mahal dibandingkan dengan harga gas alam saat ini, walaupun begitu harga ini merupakan harga gas

62

produser bersih (pada model II) yang setara dengan gas keluaran secondary reformer dan gas produser yang kaya akan gas H2 (pada model III) yang setara dengan gas keluaran unit metanator. Oleh karena itu perlu dilakukan penghitungan harga gas keluaran secondary reformer dan gas keluaran metanator untuk melakukan perbandingan yang lebih tepat. Dari penghitungan jumlah gas alam dibandingkan dengan jumlah gas produser dengan melibatkan nilai kalornya, model II akan ekonomis jika harga gas alam mencapai 6.5 USD.MMBtu sedangkan model III akan ekonomis jika harga gas alam mencapai 8 USD/MMBtu. Biaya yang besar juga diperlukan pada penyediaan oksigen terutama dari biaya utilitas listrik. Proses pemisahan udara merupakan proses yang banyak mengkonsumsi listrik terutama untuk kompresor udara. Hal ini dapat diatsi dengan melakukan gasifikasi menggunakan media penggasifikasi udara. Pada proses ini tidak diperlukan pemisahan udara namun tentu saja akan meningkatkan laju alir gas dan kapasitas perlatan selanjutnya. Kajian mengenai gasifikasi batubara dengan udara untuk menghasilkan gas sintesis bahan baku ammonia perlu dilakukan lebih lanjut lagi. Sensitivity analysis untuk model II dan III dapat dilihat pada Gambar IV. 6 dan IV. 7. Terlihat pada gambar bahwa kedua model ini sangat sensitif terhadap semua parameter. Selain itu keduanya juga tidak fleksibel pada penurunan kapasitas dan harga jual begitupun sebaliknya kenaikan investasi dan harga bahan baku. Hal ini menunjukkan bahwa pemanfaatan batubara di pabrik pupuk pada saat ini masih pada kondisi kritis namun akan semakin layak bila harga gas alam semakin naik sehingga harga gas produser mulai bersaing dengan gas alam. Secara keseluruhan pemanfaatan batubara di pabrik pupuk sebaiknya untuk sementara dilakukan dengan menggunakan konfigurasi model IB karena tidak membutuhkan investasi yang terlalu besar sehingga cukup layak dari segi ekonomi. Pemanfaatan batubara sebagai bahan bakar melalui proses gasifikasi juga merupakan sebuah alternatif yang cukup menarik karena unit-unit lama masih dapat digunakan hanya memerlukan sedikit modifikasi. Evaluasi untuk model ini belum cukup menarik karena dari segi investasi lebih besar karena diperlukan tambahan WHB dan juga biaya operasinya yang cukup besar karena membutuhkan umpan berupa oksigen murni.

63

Sensitivity Analysis 9.00E+07 8.00E+07 7.00E+07 6.00E+07

NPV

5.00E+07 4.00E+07 3.00E+07 2.00E+07 1.00E+07

-50%

-40%

-30%

-20%

Investment

0.00E+00 -10% 0%

Sales

10%

20%

Raw Material

30%

40%

50%

Capacity

Sensitivity Analysis 40% 35% 30%

IRR

25% 20% 15% 10% 5% 0% -50%

-40%

-30%

-20%

Investment

-10%

0%

Sales

10%

20%

Raw Material

30%

Capacity

Gambar IV. 3. Sensitivity analysis dari model IA.

64

40%

50%

Sensitivity Analysis 1.00E+08 9.00E+07 8.00E+07 7.00E+07

NPV

6.00E+07 5.00E+07 4.00E+07 3.00E+07 2.00E+07 1.00E+07

-50%

-40%

-30%

0.00E+00 -10% 0%

-20%

Investment

10%

Sales

20%

Raw Material

30%

40%

50%

Capacity


IRR

25% 20% 15% 10% 5% 0% -50%

-40%

-30%

-20%

Investment

-10%

0%

Sales

10%

20%

Raw Material

30%

Capacity

Gambar IV. 4. Sensitivity analysis model IB

65

40%

50%

Sensitivity Analysis 1.20E+08 1.00E+08

NPV

8.00E+07 6.00E+07 4.00E+07 2.00E+07

-50%

-40%

-30%

0.00E+00 -10% 0%

-20%

Investment

10%

Sales

20%

Raw Material

30%

40%

50%

Capacity


IRR

25% 20% 15% 10% 5% 0% -50%

-40%

-30%

-20%

Investment

-10%

0%

Sales

10%

20%

30%

Raw Material

Gambar IV. 5. Sensitivity analysis model II

66

40%

Capacity

50%

Sensitivity Analysis 6.00E+08 5.00E+08

NPV

4.00E+08 3.00E+08 2.00E+08 1.00E+08

-50%

-40%

-30%

-20%

Investment

0.00E+00 -10% 0%

Sales

10%

20%

Raw Material

30%

40%

50%

40%

50%

Capacity


IRR

20% 15% 10% 5% 0% -50%

-40%

-30%

-20%

Investment

-10%

0%

Sales

10%

20%

30%

Raw Material

Capacity

Gambar IV. 6. Sensitivity analysis model III

IV. 7. Aspek Lingkungan Pemanfaatan Batubara Batubara dikenal sebagai sumber energi yang kotor karena tar yang dihasilkan, selain itu juga tingginya kadar komponen carbon (C) dalam batubara membuat gas buang hasil pembakaran batubara memiliki kandungan CO2 yang sangat tinggi. Sekalipun batubara digunakan sebagai bahan baku gas sintesis 67

kandungan CO2 yang dihasilkan dari unit pemisahan CO2 pun tetap tinggi dan lebih dari cukup untuk digunakan sebagai bahan baku urea. Berikut ini merupakan besar emisi CO2 untuk masing-masing model dibandingkan dengan besar emisi CO2 pada pembakaran gas alam (konvesional). Tabel IV. 14. Emisi CO2 untuk setiap model konfigurasi Model Model IA Konvensional Komposisi gas buang pembakaran di boiler, fraksi mol O2 0.017 0.019 CO2 0.096 0.149 H 2O 0.173 0.089 N2 0.714 0.742 Emisi CO2, kg/kg Steam 0.180 0.245 Emisi CO2, kg/kWh 1.084 1.1341 Emisi CO2, kg/kg NH3 0 0 Emisi CO2, kg/kg Urea 0 0 Parameter

Model IB

Model II

Model III

0.019 0.149 0.089 0.742 0.298 3.836 0 0

0.016 0.213 0.120 0.644 0.327 3.523 0 0

0.016 0.213 0.120 0.644 0.327 3.523 3.255 2.392

Dari Tabel IV. 14 terlihat bahwa emisi tertinggi dihasilkan dari pembakaran gas produser hal ini disebabkan telah terjadi pembakaran sebelumnya dengan menggunakan oksigen murni pada proses gasifikasi sehinnga tidak terjadi pegenceran produk. Secara umum proses melibatkan batubara memberikan emisi CO2 yang lebih tinggi dari pembakaran gas alam. Gas CO2 merupakan gas rumah kaca oleh karena itu proses pemanfaatannya maupun pengurangan emisi CO2 merupakan bahasan yang cukup menarik proses yang melibatkan batubara. Meskipun emisi CO2 pada model III lebih tinggi namun pada model ini terjadi pengambilan CO2 dari aliran gas sehingga memudahkan dari segi pemanfaatannya. Untuk negara-negara maju yang mengkonsumsi banyak energi atau dengan kata lain menghasilkan emisi CO2 yang besar diberlakukan CO2-tax, yakni pembayaran denda akibat mengeluarkan emisi melebihi batas tertentu. Lain halnya dengan negara-negara yang memiliki hutan yang luas, negara tropis pada umumnya, negara-negara ini dianggap memiliki pabrik pengolahan CO2 dan jika emisi CO2 dari negara-negara ini belum melampaui batas emisinya, mereka berhak untuk menjual sertifikat kepada negara-negara yang mengeluarkan emisi CO2 berlebih. Mekanisme ini dikenal sebagai Clean Development Mechanism (CDM).

68

Indonesia sebagai negara berkembang saat ini belum ikut terlibat dalam CDM, namun dalam beberapa saat tentunya akan terlibat juga. Indonesia sebagai negara tropis dan memiliki hutan yang cukup luas memiliki keleluasaan dalam hal batasan emisi CO2. Namun, hal ini bukan berarti tidak perlu dilakukan pengurangan emisi CO2 sama sekali. Selain CO2 pemanfaatan batubara juga akan menghasilkan abu dan air yang mengandung tar. Pemanfaatan abu saat ini telah banyak dilakukan diantaranya sebagai bahan campurann pada pembuatan batako maupun semen, bergantung dari karakteristik abu, sedangkan limbah cair dari unit scrubber dan pencucian batubara harus diolah terlebih dahulu di unit pengolahan air baru selanjutnya dapat dibuang ke lingkungan bila telah memenuhi syarat air buangan ataupun didaur ulang.

69

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

Recommend Documents