proses gasifikasi batubara

Kajian Awal

PROSES PRODUKSI AMMONIA SUBSITUSI BAHAN BAKU GAS

ALAM KE BATU BARA

Oleh Zulfakri Maimun

Muhammad AliMurdani

PUPUK ISKANDAR

MUDA 2012

@ c o mm itt ed a better for future

mailto:@committed

1 Kajian Subsitusi Bahan Baku Gas Alam ke Batubara

PROSES PRODUKSI AMMONIA SUBSITUSI BAHAN BAKU GAS ALAM KE BATUBARA

I. PENDAHULUAN

a. Latar Belakang

PT Pupuk Iskandar Muda memiliki 2 unit pabrik Ammonia dengan kapasitas produksi total782.100 ton per tahun dan Urea dengan kapasitas produksi total 1.140.000 ton per tahun. Pabrik PIM-1 didirikan pada tahun 1982, berproduksi secara komersil tahun 1984 danPIM-2 didirikan tahun 1999 berproduksi pada tahun 2005.

Untuk memenuhi pasokan bahan baku, PIM melakukan kontrak pembelian gas alam dengan PERTAMINA selama 20 tahun sampai tahun 2003 dengan harga USD 1 per MMBTU. Setelah kontrak berakhir PIM mendapatkan pasokan bahan baku melalui pola swap dan pembelian LNG kargo, pola ini tidak menjamin pasokan secara kontiyu dalam jangka panjang dan harganya terus meningkat mencapai USD 8 per MMBTU. Kondisi ini mengakibatkan pabrik tidak beroperasi secara maksimal sehingga memberi dampak terhadap kinerja perusahaan.

Gangguan pasokan akibat dari cadangan gas alam terbatas dan harga pasar LNG mencapai USD 12 per MMBTU, harga pasar tersebut tidak layak untuk mengoperasikan pabrik bila didasarkan pada harga pasar Urea. Disamping itu, perkiraan harga LNG sampai tahun 2025 mencapai USD 15 per MMBTU, maka walaupun fasilitas arun dijadikan sebagai terminal receiving tidak dapat membantu PIM dalam mengatasi pasokan gas dalam jangka panjang untuk mengoperasikan pabrik secara maksimal.

Pasokan bahan baku merupakan kendala utama yang dihadapi perusahaan, sehingga membutuhkan strategi yang tepat dalam menyelesaikan kendala ini agar perusahaan dapat tumbuh berkembang untuk memberi profit bagi stakeholder.

Mengingat cadangan semakin menipis dan harga semakin tinggi, perlu kajian pemanfaatan bahan baku alternatif untuk mengoptimalkan asset yang dimiliki perusahaan sehingga memberi kontribusi positif terhadap kelangsungan perusahaan dimasa yang datang.

Bahan baku pabrik Ammonia dapat bersumber dari gas alam, naphtha dan batubara. Umumnya pabrik di Indonesia menggunakan gas alam sebagai bahan baku karena memiliki cadangan gas alam yang besar dengan harga murah dan konsumsi energi yang dibutuhkan dalam memproduksi Ammonia lebih rendah. Kenaikan harga gas alam dan keterbatasan cadangan membuat penggunaan bahan baku lain seperti batubara menjadi fisibel mengingat cadangannya besar dan murah.

Beberapa Negara telah mengoperasikan Pabrik Ammonia yang menggunakan bahan baku batu bara, terutama di China melalui proses Gasifikasi. Awalnya proses ini memiliki reability rendah dan polusi tinggi. Namun seiring dengan perkembangan teknologi dan improvisasi secara berkelanjutan oleh licensor, reability ini dapat ditingkatkan dan mengatasi masalah lingkungan.

b. Tujuan

Tujuan kajian ini untuk melakukan analisa awal kelayakan subsitusi bahan baku gas alam ke batubara terhadap :1. Proses Produksi2. Pemanfaatan peralatan existing secara maksimal3. Harga syngas per ton Ammonia dan eqivalen dengan harga gas alam

II. PROSES GASIFIKASI BATU BARA

a. Proses Teknologi

Seiring peningkatan harga gas alam dan minyak bumi, semakin menarik untuk dilakukan kajian dalam peningkatan nilai tambah produk dari hydrocarbon yang energinya bernilai rendah seperti batubara.

Batubara sebagaimana hydrocarbon fosil lainnya, merupakan campuran dari komponen Carbon dan Hydrogen, namun masih mengandung sebagian kecil bahan lainnya antara lain oksigen, Nitrogen, Sulfur, Merkuri.

Gasifikasi merupakan proses oksidasi parsial batubara dengan oksigen atau steam terbatas yang menghasilkan syngas ( CO+H2 ) berlangsung pada temperatur tinggi.

Untuk memproduksi Ammonia membutuhkan komponen Hydrogen dan Nitrogen sebagai bahan baku dengan rasio 3:1, sehingga syngas outlet gasifier memerlukan proses lebih lanjut agar diperoleh syngas yang memenuhi syarat dari reaktor ammonia.

Secara teoritis, reaksi-reaksi yang terjadi pada gasifier adalah sebagai berikut :

Eksothermis

- Reaksi Pembakaran Carbon

C + ½ O2 CO ΔHo298 = - 110.5 KJ/mol

C + O2 CO2 ΔHo298 = - 393.5 KJ/mol

- Reaksi Water Shift

CO + H2O CO2 + H2 ΔHo298 = - 283.0 KJ/mol

- Reaksi Methanasi

C + 2H2 CH4 ΔHo298 = - 74.5 KJ/mol

CO + 3H2 CH4 + H2O ΔHo298 = - 205.8 KJ/mol


Endothermis

- Reaksi Boudard

C + CO2 2CO ΔHo298 = + 172.5 KJ/mol

- Reaksi Steam Reforming

C + H2O CO + H2 ΔHo298 = + 131.3 KJ/mol

- Reaksi Pemutusan of Boudard Hydrogen

2H H2 ΔHo298 = + 431.0 KJ/mol

Carbon dan Hydrogen merupakan senyawa terikat dalam batubara, sehingga saat proses gasifikasi berlangsung terjadi reaksi samping. Sulfur dalam dalam batubara akan terkonversi dalam Hydrogen Sulfida (H2S) dan Carbonyl Sulfida (COS) dan Nitrogen akan terkonversi dalam bentuk Ammonia (NH3) dan Nitrogen Cyanida ( HCN). Proses gasifikasi batubara dikelompokkan berdasarkan sistem reaksinya dapat dibagi 4 tipe yaitu : fixed bed, fluidized bed, entrained flow dan molten iron bath. Secara gambar dapat dilihat pada gambar 1 di bawah ini :

Gambar 1 Teknologi Gasifikasi berdasarkan sistem reaksi

1. Fixed Bed

Serbuk batubara berukuran 3 – 30 mm diumpankan dari atas gasifier yang beroperasi pada tekanan 10 – 100 bar dan temperatur 800 – 1000 oC, batubara turun secara perlahan ke bawah, sementara udara dan steam dialirkan dari bawah ke atas sehingga terjadi reaksi. Residence time kira 30 – 60 menit. Produk gas tipe ini masih mengandung CH4 dan produk samping berupa tars. Beberapa lisensor yang mengembangkan tipe ini diantaranya Lurgi, British Gas dan lain-lain

2. Fluidized Bed

Pada tipe ini, batubara berupa serbuk yang berukuran 1 – 5 mm diumpankan dari bagian samping gasifier beroperasi pada tekanan 10 – 30 bar dan temperatur 800 –1100 oC, kemudian digerakkan secara turbulen diikuti kecepatan alir steam, udara danoksigen cukup tinggi yang diumpankan dari bagian bawah gasifier dengan daya dorong setimbang gravitasi, sehingga temperatur di seluruh gasifier seragam. Proses reaksi antara steam, oksigen pada posisi serbuk batu bara mengambang.

Karakteristik batubara harus memiliki softening temperatur di atas temperatur operasional gasifier agar produk abu selama proses berada dalam bentuk abu kering yang tidak meleleh, sehingga mudah dipisahkan dan tidak mengganggu media pengambang.

Pada tipe ini kondisi penggunaan oksigen berfungsi ganda, sebagai reaktan dan media pengambang batubara, maka fungsi salah satunya tidak maksimal, sehingga hasil konversi karbon lebih rendah.

Tipe ini lebih banyak digunakan untuk mengolah batubara muda seperti lignit karena lebih reaktif dibandingkan batubara lainnya, namun lebih peka terhadap kandungan air sehingga dibatasi kadarnya hanya 8 %. Beberapa lisensor pengembang tipe ini adalah HTW, KBR, KRW dan U-Gas.

3. Entrained Flow

Serbuk batubara dengan ukuran < 1 mm diumpankan ke dalam gasifier yang beroperasi pada tekanan 20 – 30 atm dan temperatur tinggi > 1400 oC, oksigen dan steam dimasukkan searah batubara dengan residence time kurang dari 1 detik. Kebutuhan oksigen tipe ini sangat tinggi dibandingkan tipe lain, namun kebutuhan oksigen dapat diturunkan 20 % bila umpan dalam bentuk dry dibandingkan slurry.

Kondisi temperatur operasi yang tinggi dimaksudkan untuk menghasilkan syngas berkualitas tinggi dengan kadar CH4 rendah dan bebas dari produk samping yang tidak diharapkan seperti tars dan fenol. Temperatur tinggi juga untuk menjamin mineral matter mencair mengalir kebawah melalui dinding gasifier.

4. Molten iron bath

Proses gasifikasi batubara didalam suatu kubah besi cair merupakan suatu pengembangan dasar teknologi pembuatan baja menggunakan dapur oksigen yang dikembangkan oleh SMI Japan dan KHD German. SMI menggunakan sistem tiupan dari atas sedangkan KHD menerapkan sistem tiupan dari bawah.

Prinsip sistem tiupan dari bawah adalah batubara, O2, gas pendingin dan flux ditiupkan secara kontiyu melalui tuyere pada dasar kubah besi cair. Sementara sistem peniupan dari atas, dimana serbuk batubara ditiupkan menggunakan O2 pada permukaan kubah besi cair 1400 – 1600 oC dengan kecepatan tinggi melalui main- lance (pipa peniup rancangan khusus tekanan 1 – 3 bar) bersama gas CO2 sebagai media pembawa, sehingga secara spontan diuraikan menjadi karbon yang terlarut dalam besi cair dan Hydrogen terlepas dalam bentuk gas H2. Proses gasifikasi


berlanjut secara cepat dengan pembentukan gas CO melalui reaksi antara O2 dan steam dengan karbon terlarut dalam besi cair. Syngas yang keluar harus didinginkan terlebih dahulu selanjutnya dialirkan ke venturi-srubber 2 tingkat untuk memberikan debu.

Secara karakteristik dari umpan, perbedaan ketiga tipe di atas dapat dilihat pada tabel di bawah ini :

Entrained Flow Fluidized Bed Fixed Bed

Coal Feed System Slurry, dry dry dry

Coal Feed Particle Size, mm < 1 0.5 - 6 5 - 80

Residence Time, sec. 5 10 - 100 900–1800 at HighPressure

Gasifier Temperature, oF 1800 - 3500 1400 - 2000

2400–3200 at Combustion zone and 700–950 at pyrolysis zone

Gasifier Pressure, atm 20 - 80 1 - 30 1 - 100

Reactants Oxygen/SteamAir/Steam, Oxygen/Steam, Steam

Oxygen/Steam, Air/steam

Ash Removal Dry/Slagging Dry/Agglomeratin g Dry/Slagging

Heating Value Medium/High Low/Medium Low/medium

b. Diskripsi Proses Shell Coal Gasification Process (SCGP)

Serbuk batubara yang telah kering dari unit Milling dan Drying dengan kandungan moisture kira-kira 5 %wt dikirim secara pneumatic ke unit coal pressurization dan feeding system, pada Lock hoppers batubara dinaikkan tekanannya dengan Nitrogen kemudian di kirim Feed Hoppers untuk diumpankan ke gasifier, tekanan dijaga 0.5 – 1 bar di atas tekanan gasifier. Batubara, Oksigen dan Steam masuk ke gasifier dari sisi berlawanan dengan burner.

Gasifier dioperasikan pada tekanan 20 – 40 bar dan temperatur dinding bagian dalam gasifier dikontrol dengan sirkulasi air melalui dinding membran dan akan menghasilkan steam. Syngas dan fly ash hasil gasifikasi mengalir ke atas keluar melalui bagian atas gasifier, sedangkan molten slag keluar melalui bagian bawah gasifier. Temperatur operasi yang tinggi > 1400 oC menjamin slag yang mencair secara bebas mengalir melalui dinding membran ke bagian yang mengandung air di bawah gasifier, pada saat Molten slag kontak dengan air, slag menjadi padat berbentuk granules. Setelah slag dicuci dan diturunkan tekanannya dimasukkan ke dalam storage.

Temperatur yang tinggi juga menjamin syngas bebas dari komponen organik yang lebih tinggi dari Metana. Pada bagian dalam membran dipasang isolasi untuk meminimalkan kehilangan panas, sehingga effisiensi gas dingin tinggi dan kandungan CO2 rendah.

Syngas keluar dari area gasifikasi, kemudian didinginkan dengan gas recycle dari downstream unit dry solid removal system dan wet scrubbing system, sehingga temperatur syngas setelah diquench kira-kira 900 oC untuk membuat molten ash yang masih terikut menjadi padat sebelum masuk ke syngas cooler. Kemudian Syngas melalui Transfer Duct ke unit Gas Cooler untuk diturunkan temperaturnya, panas ini dimanfaatkan untuk membangkitkan steam. BFW dari steam drum masuk ke syngas cooler untuk mendinginkan syngas menjadi 340 oC.

Syngas outlet gas cooler yang masih mengandung fly ash dihilangkan di unit High Pressure High Temperature (HPTP) Filter, setelah melewati unit ini konsentrasi debu menjadi 1-2 (max 20) mg/Nm3. Gas outlet HPTP filter di temperatur 335 oC diumpankan ke unit Wet Scrubbing untuk menghilangkan debu sisa dari HPTP dibawah 1 ppm. Unit Wet scrubbing juga berfungsi untuk menghilangkan kontaminan yang masih terkandung dalam syngas seperti hydrochloric acid, hydrofluoric acid. Air harus tambah secara kontiyu ke unit wet scrubbing untuk mengontrol kontaminan dalam gas. Penambahan larutan caustic diperlukan untuk mengontrol pH.

Syngas outlet Wet Scrubbing, diumpankan ke reaktor sour shift untuk mengkonversikan CO menjadi steam melalui reaksi water shift. Reaksi ini merupakan reaksi eksothermis sehingga panas yang dihasilkan dapat untuk membangkitkan steam.

III. ALTERNATIF KONFIGURASI GASIFIKASI DENGAN UNIT EXISTING

Dari diskripsi di atas dan kajian terhadap literatur yang ada, secara umum proses pengolahan batubara menjadi suatu produk dapat dibagi dalam 3 seksi/bagian utama, yaitu Seksi Gasifikasi, Purifikasi dan Aplikasi, secara blok diagram umum dapat dilihat pada gambar-1 dibawah ini :

Gambar.1 Block Diagram Produksi Ammonia dari Batubara

Gasification Purification Aplication

Gasifikasi Gas Cooler

Ash Removal

Sour Shift AGR & N2 Washing

Synthesis Ammonia

Dari Block Diagram di atas, dan membandingkan dengan block diagram pabrik Ammonia yang bersumber dari Gas Alam, terdapat beberapa unit dari Purifikasi mempunyai fungsi yang sama, tetapi kapasitas atau volume berbeda, sehingga memerlukan kajian lebih mendalam untuk memanfaatkan seksi purifikasi dari existing.

Bila dikaji berdasarkan proses seksi purikasi, kemungkinan konfigurasi proses yang bisa dilakukan dalam 3 alternatif, yaitu :

1. Syngas murni outlet N2 washing ke Unit Synthesis Loop existing.

Syngas outlet N2 washing dengan komposisi 75 % H2 dan 25 % N2 dialirkan ke unitSynthesis Loop pabrik Ammonia existing, dan proses selanjutnya terjadi seperti proses


pembentukan ammonia dan pemurnian seperti existing. Peralatan existing yang dimanfaatkan secara keseluruhan adalah unit Synthesis Loop, Refrigeration dan Recovery.

Pada alternatif ini, memerlukan import steam SX (pressure 123 kg/cm2g dan temperatur510 oC) sebagai penggerak turbin Syngas Compressor, karena steam existing bersumber dari Waste Heat Boiler outlet Secondary Reformer yang tidak difungsikan lagi.

Secara skematis dapat dilihat blok diagram konfigurasi antara gasifikasi dengan existing pada lampiran-1.

2. Syngas outlet Sour Shift dari Gasifikasi ke unit AGR/MCR existing

Syngas outlet Sour Shift dari Gasifikasi yang masih mengandung CO2 37.4 %vol; dan 0.2%vol H2S dialirkan ke AGR existing untuk menyerap CO2 dan H2S dalam syngas.

Volume CO2 hasil gasifikasi 235,87 % dari kapasitas existing, sehingga perlu dilakukan kajian lebih lanjut terhadap peralatan tersebut untuk menyerap kapasitas yang lebih tinggi dan kandungan H2S yang masih tersedia didalam syngas. Bila menggunakan AGR existing masih memerlukan unit SRU untuk memisahkan CO2 dan H2S.

Syngas outlet AGR masih mengandung sejumlah kecil CO, CO2 dan H2S yang merupakan racun katalis ammonia converter, sehingga ketiga komponen tersebut harus dihilangkan sebelum masuk ke unit synthesis loop. CO dan CO2 dihilangkan di unit Methanator existing, sedangkan untuk menghilangkan H2S memerlukan penambahan unit sulfur adsorben downstream AGR.

Secara skematis dapat dilihat blok diagram konfigurasi antara gasifikasi dengan existing pada lampiran-2.

3. Syngas outlet Unit Ash Removal ke Unit CO shift existing.

Syngas outlet Ash Removal dengan kandungan CO 50.41 %wt dan H2S 0.28 %wt dialirkan ke CO Shift existing untuk mereaksikan CO dan steam menjadi CO2 dan H2. Kapasitas CO hasil gasifikasi mencapai 400 % dari kapasitas existing sehingga memerlukan penambahan kapasitas CO shift existing.Pada unit existing masih terdapat reaktor Secondary Reformer yang tidak digunakan lagi dapat digunakan sebagai reaktor CO shift.Bila alternatif ini digunakan, dimana dalam syngas hasil gasifikasi masih mengandungsulfur sedangkan katalis existing ( Fe-Cr dan Cu-Zn base) tidak resistan terhadap sulfur sehingga membutuhkan katalis baru yang resistan terhadap sulfur.

Secara skematis dapat dilihat blok diagram konfigurasi antara gasifikasi dengan existing pada lampiran-3

Dari ketiga alternatif di atas, alternatif-1 sudah proven untuk dilaksanakan diantaranya DAKOTA (USA) dan China, sedangkan Alternatif 2 dan 3 belum proven namun memungkinkan dengan melakukan kajian lebih mendalam terhadap modifikasi yang dibutuhkan pada existing terutama kapasitas syngas, operability, reability dan plot plan.

IV. NERACA MASSA dan UTILITAS

Neraca massa yang digunakan dalam kajian ini berdasarkan Diversified Energy yang dapat dilihat pada lampiran 4.

Rasio Konversi batubara menjadi Syngas (CO+H2) berdasarkan Diversified Energy adalah521.81 Nm3 per ton batubara sedangkan dari referensi lain adalah 740.25 Nm3 per ton batubara. Nilai rasio ini sangat berpengaruh terhadap kebutuhan bahan baku batubara dalam memproduksi Ammonia, sehingga memerlukan klarifikasi ke lisensor teknologi berdasarkan sumber batubara yang digunakan untuk mendapatkan neraca massa yang lebih akurat.

Konservasi energi dari proses ini dapat dimanfaatkan untuk membangkit steam, tetapi kualitas steam yang dihasilkan saturated, sehingga membutuhkan superheater untuk mendapatkan steam superheated. Dari Diversified Energy tidak dijelaskan secara mendetail tentang kualitas steam ini sehingga memerlukan klarifikasi ke lisensor teknologi.

Dari beberapa referensi, kebutuhan power untuk unit gasifikasi sebesar 80 MWh dan DeminWater yang dibutuhkan 461 ton/jam

V. ANALISA HARGA SYNGAS

Dalam melakukan analisa syngas, digunakan asumsi-asumsi sebagai berikut :1. Harga Batu bara2. Harga listrik

USD 60USD 0.09

per ton, dengan eskalasi 3 % mulai tahun ke-4. per kWh

3. Harga Demin Water4. Harga Filter Water

USD 0.35USD 0.12

per m3per m3

5. Harga Methanol6. Harga MDEA

USD 360USD 1100

per m3per ton

7. harga Caustic8. operation stream days

USD 50300

per tonhari

9. Maintenace cost 2 % dari Equipment cost10. Corporate tax 30 %11. Depresiasi 20 tahun12. Interest of Capital 8 % p.a13. Amortization of IDC 5 tahun14. Loan payment 10 tahun15. WACC 12,30 %16. IRR 12.35 %

Dari Asumsi di atas, dilakukan simulasi biaya investasi terhadap ketiga alternatif di atas, dapat dilihat pada tabel 2 :


Tabel 2. Biaya Investasi Gasifikasi

No Alternatif Biaya Investasi

1 Syngas Outlet N2 Washing Gasifikasi ke Unit SynthesisExisting

USD 489.374.460

2 Syngas Outlet Sour Shift Gasifikasi ke Unit AGR existing USD 454.501.126 *)

3 Syngas Outlet Ash Removal Gasifikasi ke Unit CO shiftExisting USD 443.501.127 *)

Note : *) biaya investasi ini belum termasuk biaya modifikasi yang timbul di existing

Dari asumsi di atas dan biaya investasi, dilakukan simulasi harga syngas per ton ammonia berdasarkan ketiga alternatif di atas dan rasio konversi batubara terhadap syngas, dapat dilihat pada tabel 3 di bawah ini :

Tabel 3. Harga Syngas per ton Ammonia

No Alternatif

Harga Syngas($ / ton NH3)

*1 *2


327,46 407,82

2 Syngas Outlet Sour Shift Gasifikasi ke Unit AGR existing 318,00 398,17

3 Syngas Outlet Ash Removal Gasifikasi ke Unit CO shiftExisting 315,00 395,16

Note : *1 Rasio gas berdasarkan Neraca Massa dari referensi lain (740,25 Nm3/ton BB)*2 Rasio gas berdasarjan Neraca Massa Diversified Energy (521,81 Nm3/ton BB)

Harga syngas per ton Ammonia tersebut diekivalenkan ke harga gas alam dengan asumsi kebutuhan gas alam 40 mmbtu per ton ammonia, maka harganya dapat dilihat pada tabel 4 di bawah ini :

Tabel 4 Harga Syngas eqivalen terhadap harga gas alam

No Alternatif

Harga Equivalen NG(USD / MMBTU)

*1 *2


8.19 10.20

2 Syngas Outlet Sour Shift Gasifikasi ke Unit AGR existing 7.95 9.95

3 Syngas Outlet Ash Removal Gasifikasi ke Unit CO shiftExisting

7.88 9.88

Note : *1 Rasio gas berdasarkan Neraca Massa dari referensi lain (740,25 Nm3/ton BB)*2 Rasio gas berdasarjan Neraca Massa Diversified Energy (521,81 Nm3/ton BB)

VI. KESIMPULAN

Dari paparan di atas, dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut :

1. Proses produksi Ammonia dari batubara dapat dikonfigurasikan dalam 3 alternatif.

2. Alternatif 1 telah proven dilaksanakan untuk retrofit pabrik ammonia existing, seperti yang telah dilakukan di Dakota USA dan China.

3. Alternatif 2 dan 3 belum proven dilaksanakan, tetapi memungkinkan dengan melakukan kajian lebih mendalam terhadap modifikasi yang dibutuhkan pada existing terutama kapasitas syngas, operability, reability dan plot plan.

4. Rasio konversi batubara menjadi syngas sangat berpengaruh terhadap harga produksi syngas per ton ammonia, sehingga memerlukan diskusi dengan lisensor teknologi dengan sumber bahan batubara secara spesifik.

5. Nilai investasi yang diperlukan untuk alternatif 1 adalah USD 489.374.460, Alternatif-2 berkisar 92.9 % dari biaya investasi alternatif-1 dan alternatif-3 adalah 90.6 % dari biaya investasi alternatif-1. Biaya tersebut belum memperhitungkan modifikasi yang dilakukan di unit existing.

6. Harga syngas berkisar USD 315,00 – 407.82 per ton Ammonia, harga ini dipengaruhi rasio syngas terhadap bahan baku batubara atau eqivalen dengan harga gas alam berkisar USD 7.88 – 10.20 per MMBTU, lebih rendah dari harga gas alam saat ini di atas USD 9 per MMBTU.

VII. SARAN

Dari kesimpulan di atas, dapat disarankan beberpa hal sebagai berikut :

1. Untuk mendapatkan data perhitungan yang akurat dan pemanfaatan unit existing perlu dilakukan perhitungan dengan lisencor teknologi dengan sumber batubara yang akan digunakan.

2. Perlu kajian dan study banding ke pabrik yang telah melakukan subsitusi gas alam ke batubara.

3. Perlu dibentuk tim khusus untuk mengkaji lebih lanjut secara komprehensif tentang subsitusi gas alam ke batubara dan mempersiapkan BEDD.

VIII. Daftar Pustaka

Anonymous, Final Briefing For Incitec Pivot Ltd, Diversified Energy, 2007

Anonymous, Pra Study Kelayakan Gasifikasi Batubara Untuk Bahan Baku dan Bahan Bakar di Pabrik Amoniak dan Urea Pusri serta Untuk Pabrik Methanol, PT Rekayasa Industri dan Wuhuan, 2011

Anonymous, Technical Requirement Utilization of Coal to Fertilizer, PT Pupuk IskandarMuda, 2007

Kajian Subsitusi Bahan Baku Gas Alam ke Batubara 11

Anonymous, The Shell Gasification Process, Unde

Yu Zunhong, Gon Xing, Wang Fuchen, Coal Gasification Technology in China: Application and Development, Research Institute of Clean Coal technology, East China University of Science and Technology, 2005

Rik Van Der Ploeg, Rob Van Der Berg, Ico Van Der Born, Shell Coal Gasification Process for Power and CO2 Capture, Gasification Conference Freiberg, 2005

E.L. Doering, G.A Cremer, Advances In The Shell Coal Gasification Process, Shell OilCompany,

C eparation

parationC

NEW PROJECT (GASIFICATION PLANT)

CO2 to Urea

Udara

ASUNitrogen

SulfurSulfur

Removal Hydrogen

SteamOksigen

Batu BaraCoal

PreparationCoal

GasificationGas

Cooling

Trace Element Removal

CO Shift

Acid GasRemoval

AmmoniaSynthesis

oal PrHydrogenRecovery

NH3

Syngas

EXISTING PLANT (AMMONIA-2 PLANT)

Flue GasCO2 to Urea Hydrogen

Steam Udara

Gas AlamGas

PretreatmentPrimary

ReformerSecondaryReformer oal Pr

HTS LTS MCR MethanatorAmmoniaSynthesis

HydrogenRecovery

Fuel

NH3

paration


CO2 to Urea

Udara

Steam

ASU

Oksigen

NitrogenSulfur

SulfurRemoval Hydrogen

Coal Preparation

Batu Bara

CoalPreparation

CoalGasification

GasCooling


CO Shift

Acid GasRemoval

AmmoniaSynthesis

HydrogenRecovery

NH3

Syngas

EXISTING PLANT (AMMONIA-2 PLANT)CO2 to Urea

Flue Gas

SulfurRemoval

SulfurHydrogen

Steam Udara

Gas AlamGas

PretreatmentPrimary

Reformer Coal Pr

SecondaryReformer


HydrogenRecovery

Fuel

NH3


CO2 to Urea

Udara

Steam

ASU

Oksigen

NitrogenSulfur

SulfurRemoval

Coal Preparation

Hydrogen

Batu Bara

CoalPreparation

CoalGasification

GasCooling


CO Shift

Acid GasRemoval

AmmoniaSynthesis

HydrogenRecovery

NH3

Syngas

EXISTING PLANT (AMMONIA PLANT)

CO2 to Urea

Add. Unit di Existing

Flue Gas

SulfurRemoval Hydrogen

Steam Udara

Gas AlamGas

PretreatmentPrimary

ReformerSecondaryReformer


HydrogenRecovery

FuelGanti Fungsi menjadi

Reaktor CO Shift NH3

proses gasifikasi batubara

Documents