Substitute Natural Gas (SNG) Dari Batu Bara Kualitas Rendah Di Muara Enim, Sumatera Selatan

Firdha, Jatsika and Nurfitriani, Irma (2019) Substitute Natural Gas (SNG) Dari Batu Bara Kualitas Rendah Di Muara Enim, Sumatera Selatan. Undergraduate thesis, Institut Teknologi Ssepuluh Nopember.

Text 02211646000036_02211646000041_undergraduate_thesis.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 1 October 2022. Download (6MB) | Request a copy

Abstract

Tingkat produksi batubara pada tahun 2016 adalah sebesar 456.042.287 ton. Sumber daya batubara Indonesia saat ini mencapai 104,94 milyar ton dan cadangan sebesar 21,13 milyar ton. Dengan potensi yang sedemikian besar tantangan kedepan yang adalah mengupayakan perimbangan stratgis antara peran penting batubara sebagai energi primer yang ekonomis bagi kegiatan produksi di Indonesia dan mengubah cara pandang konvesional sekedar untuk penerimaan negara (ESDM, 2014). Selain cadangannya yang cukup besar, gasifikasi batubara juga dapat memanfaatkan batubara muda yang jumlahnya di Indonesia mencapai 70% (Ditjen Migas, 2012). Keunggulan lainnya, gasifikasi batubara tidak mengandung resiko, tidak berbau dan ramah lingkungan.
Sumatera Selatan merupakan salah satu daerah yang memiliki cadangan batubara terbanyak di Indonesia. Berdasarkan data dari Pusat Sumber Daya Geologi, cadangan batubara kalori rendah di Sumatera Selatan sebanyak 2.426 juta ton.
Substitute Natural Gas (SNG) merupakan campuran gas hidrokarbon dengan sifat mirip seperti gas alam yang dapat diproduksi dari gasifikasi dengan bahan baku berupa batubara atau biomassa. Gasifikasi adalah proses perubahan bahan baku padat menjadi gas (syngas). Syngas yang memiliki kandungan utama CO dan H2 kemudian dikonfersi menjadi SNG yang berupa metana (CH4) melalui proses metanasi sehingga menghasilkan produk utama berupa CH4 dan produk samping berupa air. Dalam bentuk gas, potensi energi ini akan lebih mudah dialirkan dan digunakan untuk sumber energi pada proses lain untuk menggantikan bahan baku gas alam.
Berdasarkan data dari Badan Pusat Statistik, diperkirakan nilai supply pada tahun 2020 mencapai 7919,2 MMSCFD. Sedangkan diperkirakan nilai demand tahun 2020 mencapai 12074,6 MMSCFD. Dari data perkiraan tersebut diambil kesimpulan bahwa untuk memenuhi kebutuhan gas alam pada tahun 2020 diperlukan tambahan supply gas alam sebesar 4155,4 MMSCFD. Diharapkan pabrik SNG ini dapat memenuhi kebutuhan gas alam Indonesia sebesar 3%, sehingga direncanakan pabrik ini beroperasi dengan kapasitas produksi 120 MMSCFD dengan asumsi 330 hari produksi.
Lokasi pabrik gasifikasi batu bara direncanakan didirikan di Sumatra Selatan yang merupakan sumber cadangan batu bara terbesar di Indonesia. Daerah yang dipilih adalah daerah Tanjung Enim, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan. Pemilihan lokasi ini karena letaknya yang tidak terlalu jauh dari PT Bukit Asam sebagai produsen terbesar batu bara di Kab. Muara Enim tentu akan mempermudah pasokan batu bara sebagai bahan baku pabrik.Selain itu potensi tenaga air, tenaga listrik serta sarana transportasi di Sumatra Selatan juga cukup memadai, sehingga tidak terlalu sulit untuk mendirikan pabrik di daerah tersebut.
Pada proses pembuatan SNG dari batubara ini terdiri dari empat proses utama, yaitu coal preparation, gasification, gas cleaning, dan methanation. Bahan baku yang digunakan untuk pabrik SNG ini adalah batubara yang diambil dari PT. Bukit Asam Tipe BA59. Sebelum masuk ke proses gasifikasi, batubara mengalami size reduction dari ukuran 2,5 in menjadi 6-50 mm hingga menjadi pulverized coal. Setelah itu pulverized coal dimasukkan ke dalam screen untuk memisahkan ukuran low rank coal yang on spec dengan ukuran yang over spec kemudian selanjutnya diproses menjadi syngas di dalam reaktor gasifier.
Pada tahap gasifikasi, batubara yang berasal dari bin pulverized coal masuk ke dalam gasifier yang di lengkapi dengan lock hopper untuk menaikkan tekanan pulverized coal dari tekanan atmosfer (1 bar) menjadi 30 bar. Kenaikan tekanan ini bertujuan agar tekanan batubara sesuai dengan gasifier. Oksidator berupa O2 dan steam dimasukkan melalui bagian bawah gasifier kemudian berkontak dengan batubara seiring oksidator tersebut bergerak ke atas. Pada gasifier terjadi berbagai macam reaksi yang dibagi menjadi tiga zona yaitu zona devolatilisasi, zona pembakaran, dan zona gasifikasi. Awalnya, batubara akan mengalami proses devolatilisasi untuk dekomposisi batubara secara kimia dengan bantuan panas yang berasal dari steam yang diinjeksikan pada gasifier dan kondisi lingkungan beroksigen. Hasil dari devolatilisasi adalah karbon, ash, dan gas-gas ringan.
Syngas masih mengandung berbagai senyawa impurities, seperti H2S, COS, dan CO2. Kemudian masuk ke dalam reactor WGS dan COS Hidrolisis untuk mendapatkan komposisi syngas dengan perbandingan CO : H2 sebesar 1:3. Dan senyawa COS dihidrolisis untuk membentuk H2S. Pengkonversian bertujuan karena absorbent MDEA yang digunakan untuk mengabsorb lebih selektif terhadap H2S daripada COS. Adanya senyawa-senyawa tersebut (H2S dan CO2) dapat menyebabkan korosif pada peralatan dan merusak katalis sehingga perlu dimurnikan terlebih dahulu.
Selanjutnya syngas diumpankan menuju kolom absorber dan dikontakkkan dengan larutan MDEA untuk memisahkan gas CO2 dan H2S. Rich amine kemudian keluar menuju desorber untuk meregenerasi kembali pelarut MDEA. Kolom stripper beroperasi dengan partial condenser dan patrial reboiler. Clean amine keluar dari bottom reboiler dan selanjutnya dipompa kembali dengan pompa menuju ke absorber . Aliran top condenser dari desorber mengandung CO2 dan H2S Sedangkan syngas yang keluar dari absorber dialirkan menuju methanator. Pada proses metanasi, campuran gas yang berupa CO dan H2 akan masuk pada reaktor fixed-bed dengan menggunakan katalis berupa nikel (Ni). Reaksi metanasi berlangsung pada tiga reaktor yang dipasang secara seri. Produk yang keluar dari metanator tiga masih terdapat kandungan H2O yang besar sehingga perlu dilakukan pemisahan. Pemisahan H2O dari produk dilakukan dengan menggunakan separator.
Sumber dana investasi berasal dari modal sendiri sebesar 20% biaya investasi dan pinjaman jangka pendek sebesar 80% biaya investasi dengan bunga sebesar 12 % per tahun. Dari analisa perhitungan ekonomi didapat hasil-hasil sebagai berikut :
• Investasi : $697.895.336,38
• Internal Rate of Return : 34,92%
• POT : 5,7 tahun
• BEP : 44,557 %
• Project Life : 20 tahun
Jika dilihat secara keseluruhan, rata-rata %IRR masih menunjukkan bahwa pabrik SNG dari low rank coal ini layak untuk didirikan.
================================================================================================
The level of coal production in 2016 amounted to 456,042,287 tonnes. Indonesian coal resources are currently at 104.94 billion tonnes and reserves of 21.13 billion tons. With such a large potential, the future challenges is to seek a balance between the strategy to make coal important as the primary energy economical for production activities in Indonesia and change the conventional thinking way that see coals only as a state revenue (ESDM, 2014). In addition to sizable reserves, coal gasification can also utilize lignite numbering in Indonesia reached 70% (Directorate General of Oil and Gas, 2012). Other advantages, coal gasification is not risky, but also odorless and environmentally friendly.
South Sumatra is one of the areas that have the largest coal reserves in Indonesia. Based on data from the Center for Geological Resources, reserves of low-grade coal in South Sumatra, as much as 2,426 million tonnes.
Substitute Natural Gas (SNG) is a mixture of hydrocarbon gases with similar properties as natural gas that can be produced from the gasification of the raw material such as coal or biomass. Gasification is the process of changing raw material solid to gas (syngas). Syngas which has the main content of CO and H2 then converted into SNG that mainly consist of methane (CH4) through metanation process to produce primary products such as CH4 and water as byproduct. In the form of gas, the potential of this energy will be more easily channeled and used for energy source in another process to replace natural gas feedstock.
Based on data from the Central Bureau of Statistics, estimated value of supply in 2020 reached 7919.2 MMSCFD. While the estimated value of demand in 2020 reached 12074.6 MMSCFD. Of the forecast data is concluded that to meet the needs of natural gas in 2020 required an additional supply of natural gas amounted to 4155.4 MMSCFD. SNG plant is expected to meet the needs of Indonesian natural gas by 3%, so that this plant is planned to operate with a production capacity of 120 MMSCFD assuming 330 days of production.
Locations planned of coal gasification plant is established in South Sumatra which is the source of the largest coal reserves in Indonesia. The selected area is the area of Tanjung Enim, Muara Enim, South Sumatra. The choice of location because it is situated not too far from PT Bukit Asam as the largest producer of coal in the district. Muara Enim would facilitate the supply of coal as plant raw material. Also, the potential of hydropower, electricity and transportation in South Sumatra is also quite adequate, so it is not too difficult to set up factories in the region.
SNG from coal manufacturing process consists of four main processes, namely coal preparation, gasification, gas cleaning, and methanation. Raw materials used for these SNG plant is a coal taken from PT. Bukit Asam BA59 Type. Before getting into the gasification process, coal undergo size reduction of the size of the 2.5-in into 6-50 mm to be pulverized coal. After that, pulverized coal inserted into a screen to separate sizes low rank coal with over spec coal which is then further processed into syngas in a gasifier reactor.
At stage of gasification, coal from bin pulverized coal enter the gasifier that is equipped with a lock hopper to raise pulverized coal pressure from atmospheric pressure (1 bar) to 30 bar. The increase is intended that the pressure of coal in accordance with the gasifier pressure. Oxidizing agents such as O2 and steam is passed through the bottom of the coal gasifier and then contact with the oxidizer as it moves upward. Gasifier occurred on a wide range of reactions which is divided into three zones: the devolatilization, combustion zone and gasification zone. Initially, the coal will undergo devolatilization process for coal chemical decomposition with the aid of heat coming from the steam injected into the gasifier and conditions oxygenated environment. The results of the devolatilization are carbon, ash, and light gases.
Syngas still contains various impurities compounds, such as H2S, COS, and CO2. Then into the reactor WGS and COS Hydrolysis to obtain syngas composition with a ratio of CO: H2 of 1: 3. Also, compound COS is hydrolyzed to form H2S. The conversion objective is to make MDEA as absorbent, absorb H2S selectively than COS. The presence of these compounds (H2S and CO2) can cause corrosive to equipment and damaging the catalyst that needs to be purified first.
Furthermore, the syngas is fed to the absorber column and contacted with MDEA solution to separate the CO2 and H2S gas. Rich amine then circullated back to the desorber for regenerating the solvent MDEA. Stripper column operates with a partial condenser and partial reboiler. Lean amine out of the bottom reboiler and then pumped back to the pump leading to the absorber. Desorber top condenser flow consist of mainly CO2 and H2S. While Syngas coming out of the absorber is supplied to the methanator. In methanation process, a gas mixture of CO and H2 will be entered in a fixed-bed reactor using a catalyst such as nickel (Ni). Methanation reaction takes place at three reactors that are installed in series. The products coming out of third methanator still contain large H2O content that needs to separated.
Source of investment funds come from 20% of its own capital investment costs and short-term loans amounted to 80% of investment costs with interest at 12% per year. From the analysis of economic calculation, following results are obtained :
• Investation : $ 697,895,336.38
• Internal Rate of Return: 34.92%
• POT: 5.7 years
• BEP: 44.557%
• Project Life: 20 years
In summary, the average % of IRR still shows that the SNG plant from low rank coal is feasible to set up.

Item Type:	Thesis (Undergraduate)
Additional Information:	RSK 665.7 Fir p-1 2019
Uncontrolled Keywords:	SNG, Subtitute Natural Gas, Batu Bara, Low rank Coal, Gasifikasi, Muara Enim, Sumatera Selatan
Subjects:	T Technology > TP Chemical technology T Technology > TP Chemical technology > TP159.S4 Separators (Machine) T Technology > TP Chemical technology > TP350 Natural gas--Drying.
Divisions:	Faculty of Industrial Technology and Systems Engineering (INDSYS) > Chemical Engineering > 24201-(S1) Undergraduate Thesis
Depositing User:	Jatsika Firdha
Date Deposited:	27 Dec 2021 15:01
Last Modified:	27 Dec 2021 15:01
URI:	http://repository.its.ac.id/id/eprint/61736

Actions (login required)

View Item