TEKNOLOGI LNG TIPE BASE LOAD PLANTS

 

TEKNOLOGI LNG

TIPE BASE LOAD PLANTS

       

Oleh :

CANDRA ADITYA WIGUNA ( 6512010005 )

MAGDA DWI APRIYANI ( 6512010014 )

MELLY CHANDRA FRAYEKTI ( 65120010015 )

SYAHIR MUZAKKI EKA PUTRA ( 6512010020 )

 

Pendahuluan

I. Latar Belakang

Kebutuhan energi di seluruh dunia terus mengalami peningkatan seiring dengan bertambahnya angka pertumbuhan industri. Hal tersebut tidak sebanding dengan ketersediaan sumber daya energi untuk memenuhi kebutuhan tersebut, dimana minyak bumi sebagai salah satu favorit sumber energi kini telah berkurang ketersediannya dan akan tergantikan oleh sumber daya alam lain yang lebih ekonomis dan ramah lingkungan. Gas alam merupakan salah satu alternatif sumber energi yang memiliki harga lebih murah dan emisi jauh lebih rendah dibandingkan dengan minyak bumi. Kebutuhan energi di dunia pada saat ini sebagian besar bergantung pada minyak bumi yang ketersediaan jumlahnya semakin lama semakin berkurang, sedangkan gas alam dalam penggunaannya belum semaksimal mungkin. Terbatasnya kapasitas produksi gas bumi dan meningkatnya angka pertumbuhan industri menyebabkan harga minyak bumi yang semakin melonjak tinggi. Dari sisi industri LNG, keberadaan dan peranan minyak bumi jelas tidak akan tergantikan oleh gas, tetapi dinamisasi keseimbangan neraca energi dunia yag terus berfluktuasi memberikan pilihan dan peluang menarik bagi pengembangan industri LNG dengan demikian pilihan pengembangan lapangan gas untuk diproyeksikan menjadi industri LNG bisa dipandang mampu memberikan keuntungan finansial, selain itu pilihan atas LNG menjadi semakin menarik karena dihubungkan dengan issue industri yang ramah lingkungan. Permintaan pasar akan LNG sebagai salah satu clean energi semakin meningkat 6% setiap tahunnya. Perkembangan yang pesat tersebut memungkinkan terjadi dengan mencapai pengurangan biaya yang besar sepanjang LNG chain.Secara perhitungan Plant Liquefaction mendekati hingga 50% dari biaya kilang LNG. Sehingga terdapat incentive yang tinggi dalam rangka upaya meningkatkan kapasitas train dan meminimalisir biaya dari segmen ini. Selain terdapat konsentrasi untuk meningkatan kapasitas train dan meminimalisir biaya, dibutuhkan pula teknologi sederhana dan handal yang dapat memenuhi kebutuhan untuk dapat dioperasikan pada daerah yang beriklim buruk. Oleh karena itu proses yang digunakan haruslah proses yang mengandalkan kesederhanaan dan konsep yang kuat di mana mudah untuk dioperasikan dan memiliki faktor ketersediaan yang tinggi.Begitu juga dengan peralatan yang digunakan haruslah aman, dan terbukti dengan baik serta ketersediannya banyak.  

1. II. Rumusan Masalah
   1. Bagaimanakah proses pendinginan dan pencairan gas alam?
   2. Apa saja kah macam-macam teknologi pendinginan dan pencairan gas alam?
   3. Bagaimanakah deskripsi proses dari teknologi LNG tipe base load plants tersebut?
   4. Bagaimanakah skema dari proses-proses tersebut?
   5. Apa saja kah keuntungan dari penggunaan masing-masing teknologi proses tersebut?
   6. Pada kilang LNG manakah teknologi tersebut diaplikasikan?

 

1. III. Tujuan
   1. Untuk mengetahui dasar teori mengenai pendinginan dan pencairan gas alam.
   2. Untuk meetahui macam-macam teknologi pendinginan dan pencairan gas alam.
   3. Untuk mengetahui tentang deskripsi proses dari teknologi LNG tipe base load plants.
   4. Untuk mengetahui skema proses dari teknologi LNG tersebut.
   5. Untuk mengetahui keuntungan dari masing-masing penggunaan teknologi.
   6. Untuk mengetahui aplikasi teknologi LNG tipe base load plants di kilang LNG di seluruh dunia.

         

Pembahasan

I. Dasar Teori

Gas alam yang memiliki fasa gas, untuk dapat ditransportasikan lebih mudah dalam penggunaan dan pendistribusiannya diperlukan suatu proses teknologi untuk dapat merubah fasa gas menjadi liquid. Dimana ketika berada pada fasa liquid gas alam akan lebih stabil dan aman untuk ditransportasikan ke daerah lain guna pemanfaatannya sebagai sumber energi . Sistem refrigerasi merupakan salah satu upaya dalam tahapan proses pendinginan dan pencairan gas alam menjadi LNG (Liquefied Natural Gas). Sebelum didinginkan gas terlebih dahulu menjalani proses treatment untuk dapat menghilangkan impurities-impurities yang terkandung dalam gas alam yang nantinya dapat mengganggu proses pendinginan dan pencairan gas alam. Selain itu, impurities-impurities yang terkandung dalam gas alam juga tidak memiliki nilai bakar sehingga perlu dihilangkan dari gas alam.Proses treatment pada kilang LNG antara lain terdiri dari pemisahan fraksi berat dari hidrokarbon, penghilangan gas asam dan penghilangan kandungan air dan mercury.  

Natural Gas Treatment 

Pada sumur gas alam biasanya gas alam yang ada berisi campuran metana dan gas hidrokarbon berat, karbon dioksida, nitrogen, air, dan berbagai komponen lain yang tidak diinginkan. Gas alam merupakan gas yang tidak berwarna dan tidak berbau dalam bentuk murninya. Komponen yang tidak diinginkan harus dibuang dan hidrokarbon berat harus dipisahkan sebelum ditransportasikan atau mencairkan gas alam. Langkah-langkah treatment ini kombinasi dari adsorpsi dan proses kriogenik. v Pretreatment Gas alam dikeringkan untuk menghindari pembekuan dan mencegah korosi dalam langkah proses downstream selanjutnya dengan menggunakan adsorber glycol atau molecular sieve. Pembuangan merkuri, H₂S, dan karbon dioksida dari gas alam diperlukan untuk memenuhi standar, mencegah korosi, serta pembekuan dalam tube selama proses kriogenik. Proses scrubbing menggunakan MDEA, Benfield atau Sulfinol biasanya menjadi solusi yang paling baik untuk menghilangkan gas asam. Bagian kecil gas asam dapat dihilangkan dengan adsorpsi bersama dengan penghilangan kandungan air.

Pemisahan kondensat dan LPG Pemisahan omponen gas alam seperti metana, etana, propana, dan butana dapat menambah nilai dari gas pipa biasa. Proses kriogenik merupakan proses yang paling ekonomis untuk mengekstrak fraksi ini dari campuran gas alam. Kondensat (C⁵⁺) merupakan fraksi berat dari campuran gas alam.Fraksi ini dapat digunakan sebagai bahan bakar kendaraan atau fuel gas untuk menghasilkan steam.Pemisahan hidrokarbon berat dari campuran gas alam seringkali juga diperlukan untuk memenuhi spesifikasi dew point dari pipeline gas. LPG (Liquified Petroleum Gas) banyak digunakan sebagai bahan bakar alternatif untuk mobil, tetapi juga dapat dimanfaatkan sebagai bahan baku kimia. LPG terdiri dari propana murni, butana murni, atau dapat juga terdiri dari campuran keduanya.   Sistem refrigerasi adalah suatu system memindahkan energi thermal dari daerah suhu rendah ke daerah suhu tinggi. Siklus pendinginan yang paling umum digunakan adalah siklus kompresi uap yang terdiri dari 4 komponen utama yaitu : compressor, condenser, katup ekspansi (JT-valve) , dan evaporator yang secara sederhana dapat dilihat pada diagram berikut :

Secara sederhana digambarkan pada PH diagram berikut :    

Proses 1-2 : Proses Kompresi dalam Compressor. Pada proses kompresi ideal dianggap tidak ada perpindahan panas yang terjadi antara refrigerant dan sekelilingnya ( Proses Adiabatik ), dianggap juga tidak ada pengaruh gesekan antara refrigerant dengan komponen-komponen compressor. Proses ini juga disebut dengan proses isentropic, yaitu suatu proses dimana nilai dari entropinya adalah konstan. Proses ini merubah dari kondisi uap jenuh P₁( Low Side Pressure ) menjadi uap kering pada P₂ ( High Side Pressure).  

Proses 2-3 : Proses Pembuangan Energi Kalor pada Komdenser. Pada proses ini dianggap tidak terjadi penurunan tekanan ( pressure drop ) sehingga proses disebut isobaric, yaitu proses di mana tekanannya konstan. Proses ini merubah refrigerant dari kondisi uap lanjut ke fasa cair jenuh kemudian ke fasa cair. Dilakukan dengan jalan mengalirkan udara/cooling water melalui condenser,sehingga terjadi perpindahan panas antara refrigerant dengan udara/cooling water. 

Proses 3-4 : Proses Ekspansi. Pada proses ekspansi terjadi penurunan tekanan tanpa terjadi perubahan enthalpy dari kondisi cair jenuh (titik 3) menjadi kondisi campuran (titik 4). Dengan turunnya tekanan menyebabkan temperatur refrigerant turun.Refrigerant dengan suhu yang sangat dingin dialirkan ke evaporator. 

Proses 4-1 : Proses Pendinginan Fluida Proses oleh Refrigerant. Pada proses ini dianggap tidak terjadi penurunan tekanan seperti pada condenser, proses ini merubah kondisi refrigerant dari kondisi campuran (titik 4) menjadi uap jenuh (titik 1) dengan jalan melewatkan fluida proses (fluida yang ingin didinginkan) ke evaporator. Di sini terjadi perpindahan panas antara refrigerant dengan fluida proses. Temperatur refrigerant naik sampai menjadi uap jenuh, sedangkan temperature fluida proses menjadi lebih rendah karena telah melepas panas/kalor ke refrigerant.  

II. Teknologi Pendinginan dan Pencairan Gas Alam.

Teknologi pendinginan dan pencairan gas alam menjadi LNG pada dasarnya adalah proses pendinginan gas metana oleh pendingin (refrigerant/coolant) sampai mencapai suhu -160 ^oC sehingga fasenya berubah menjadi cair. Beberapa lisensi teknologi pencairan gas alam yang sudah banyak digunakan dalam kilang LNG di dunia anatara lain adalah :

APCI C3/MR (Air Product)

Proses pencairan ini adalah proses pencairan gas alam yang paling umum digunakan di dunia. Hampir 80% kilang LNG yang dibagun di dunia memakai proses pencairan ini termasuk PT Badak NGL. Proses pencairan APCI memiliki efisiensi termodinamik yang tinggi.Ciri khas dari proses ini adalah menggunakan Main Heat Exchanger. Proses ini menggunakan propan sebagai pendingin awal (pre-cooling) gas alam dan mixed refrigerant/multi component refrigerant sebagai pendingin lanjutan dan pencair gas alam. MCR tersebut terdiri dari nitrogen, metana,etana, dan propan.

Optimized Cascade (Conoco Philips)

Proses pencairan ini adalah proses pencairan yang paling banyak membutuhkan equipment diantara proses yang lain karena memakai tiga siklus refrigerant murni. Proses ini memakai tiga refrigeran murni, yaitu: Propan, Etilen, dan Metan, sehingga efisiensi termodinamikanya sedikit lebih rendah daripada proses yang memakai refrigeran campuran.

Etilen sebagai salah satu refrigerannya, juga tidak dapat diproduksi sendiri, karena etilen hanya dapat diproduksi di industri petrokimia. Jadi proses ini tidak cocok untuk kilang LNG yang berdiri sendiri jauh dari pabrik petrokimia yang memproduksi etilen.

Mixed Fluid Cascade Process (MFCP) (StateOil/Linde)

Proses ini memiliki tiga pendinginan campuran digunakan untuk mendinginkan dan mencairkan gas alam. Pre-cooling dilakukan di Plate-Fin Heat Exchanger dengan pendingin campuran yang pertama, sedangkan Liquefaction (pencairan) dan subcooling terjadi di spiral wound exchanger atau lebih familiar dengan sebutan Main Heat Exchanger oleh dua pendingin campuran lainnya.

 

Dual Mixed Refrigerant (DMR) (Shell)

Konfigurasi proses ini mirip dengan teknologi proses APCI, dimana memiliki perbedaan pre-cooling menggunakan mixed refrigerant yang sebagian besar terdiri dari etana dan propane. Perbedaan lainnya adalah dimana proses pre-cooling terjadi di spiral wound exchanger.

Liquefin^TM (IFP/Axens)

Merupakan salah satu teknologi proses pendinginan dan pencairan gas alam terbaru dan memiliki efisiensi yang lebih tinggi sehingga dapat menghasilkan kapasitas train LNG yang lebih besar dengan cost yang lebih rendah. Pertukaran panasnya menggunakan Plate-Fin Heat Exchanger.

 

III. Teknologi Pendinginan dan Pencairan Linde

Linde memiliki dan mengoperasikan lebih dari 1.000 plant dan tim logistik Linde melakukan jutaan pengiriman gas kriogenik tiap tahunnya. Kebutuhan akan bahan bakar LNG terus merangkak naik dari tahun ke tahun. Oleh karena itu, saat ini Linde bersama dengan Gas Technology Institute (GTI) juga mengembangkan teknologi LNG untuk LNG plant dalam skala kecil. Teknologi ini memungkinkan :

• Produksi LNG yang efisien dan ekonomis dengan rate 10.000 galon per hari
• Jaringan perpipaan untuk produksi LNG yang berdiri sendiri
• Produksi dari sumber metana terbarukan, seperti tempat pembuangan sampah, instalasi pengolahan air limbah dan pertanian, serta gas-gas dari tambang batu bara (CBM)

World-scale Baseload LNG Production World scale baseload LNG plant digunakan untuk memenuhi ekspor gas alam dalam jumlah besar. Kapasitas plant yang digunakan berkisari dari 3 juta ton per tahun hingga 12 juta ton per tahun dalam satu train. Gas alam cair (LNG) ditransportasikan dengan menggunakan kapal tanker ke negara-negara konsumen kemudian diturunkan ke dalam terminal.Di terminal ini, LNG kembali diuapkan kemudian dialirkan ke konsumen melalui pipa gas.

Proses Refrigerasi yang digunakan dalam produksi LNG skala besar adalah Mixed Fluid Cascade. Terdapat 3 tahap pencairan dalam proses ini, yaitu pre-cooling munggunakan refrigerant campuran etana dan propana, liquefaction menggunakan refrigerant campuran metana, etana, dan propana, serta sub-cooling menggunakan refrigerant campuran nitrogen, metana, dan etana. Dalam tiap tahap proses pencairan jenis heat exchanger yang digunakan tidak selalu sama. Dalam tahap pre-cooling menggunakan Plate-Fin Heat Exchanger, sedangkan pada tahap liquefaction dan sub-cooling menggunakan Spiral Wound Heat Exchanger.   v Small to Midscale LNG Plants Small and mid-scale LNG plant digunakan terutama untuk memenuhi kebutuhan energi lokal atau regional.Plant ini biasanya memiliki kapasitas produksi 50.000 – 3.000.000 ton per tahun. LIMUM (Linde Multi Stage Mixed Refrigerant) adalah proses refrigerant campuran tunggal. LIMUM, dengan plate-fin heat exchanger Linde direkomendasikan untuk LNG plant yang memiliki kapasitas kurang dari 200.000 ton per tahun, dimana pengurangan belanja modal dan penyederhanaan adalah hal yang terpenting. Contoh pengguna proses refrigerant LIMUM yang menggunakan plate-fin heat exchanger adalah LNG plant di Bergen (Norwegia) dan Kwinana (Australia). Untuk kapasitas LNG plant lebih dari 200.000 ton per tahun, proses LIMUM ini menggunakan coil-wound heat exchanger Linde. Dalam kedua variasi ini, proses LIMUM merupakan alternatif hemat energi untuk plant LNG kecil. Contoh pengguna proses refrigerant LIMUM yang menggunakan coil-wound heat exchanger adalah LNG plant di Stavenger (Norwegia) dan Shan-Shan (Cina). 

Block diagram proses liquefaction LIMUM

dengan menggunakan PFHE atau CWHE

Keuntungan menggunakan proses pencairan LIMUM (Linde Multi Stage Mixed Refrigerant) :

• Single mixed refrigerant cycle
• Proseesnya sederhana, jumlah equipment lebih sedikit, mudah dioperasikan
• Hanya satu siklus refrigerant yang menyediakan refrigeration duty
• Desain fleksibel : pre-cooling, liquefaction, dan sub-cooling menggunakan satu sampai empat plate-fin heat exchanger atau dengan satu coil-wound heat exchanger, tergantung pada kapasitas liquefaction yang diperlukan
• Konsumsi energi 30% lebih rendah dibandingkan dengan proses N₂-expander

Proses LIPROM (Linde Propane Mixed Refrigerant) Linde menggunakan siklus pre-cooling propana dan refrigerant campuran untuk liquefaction dan sub-cooling. Proses LIPROM didesain untuk menggabungkan efisiensi tinggi dan jumlah equipment yang rendah untuk kapasitas pencairan sampai 3 juta ton per tahun.   

IV. Teknologi Pendinginan dan Pencairan Shell

   

Gambar: skema umum pada kilang yang menggunakan proses Shell DMR

Proses pencairan gas alam Shell DMR adalah proses pencairan dengan dua refrigerant campuran (dual/double Mixed Refrigerant) yang dikembangkan oleh Shell. Proses pencairan ini diperuntukkan untuk kilang LNG jenis baseload dengan kapasitas tinggi.Kilang LNG dengan proses Shell DMR merupakan kilang LNG generasi terbaru yang dibuat pada era 2000-an dengan kapasitas train diatas 3 MPTA. Proses hampir sama dengan proses APCI tetapi pada proses precoolingnya Shell DMR menggunakan Mixed Refrigerant.     

Gambar: menunjukkan trending dari kilang LNG di dunia (segitiga = cascade, lingkaran = SMR, kotak = APCI, ketupat = DMR)

Proses Secara garis besar proses dari Shell DMR terdiri dari dua proses utama yaitu:

1. Precooling
2. Liquifaksi

 

Gambar: proses precooling dan liquifaksi dari Shell DMR

Pertama tama gas yang sudah di treatment akan masuk ke pre cool heat exchanger untuk dilakukan pendinginan awal dengan media pendingin pre cool Mixed Refrigerant yaitu campuran antara etan dan propan. Di dalam heat exchanger ini terdapat tiga tube yang terdiri dari gas yang akan dilakukan pendinginan awal, Mixed Refrigerant pre-cooling, dan Mixed Refrigerant yang digunakan untuk proses pencairan sementara di sisi shell terdapat Mixed Refrigerant yang menjadi pendingin. Di dalam heat exchanger ini terjadi pertukaran panas antara mixed refrigerant precooling dengan treatment gas dan juga mixed refrigerant pencairan.Gas yang telah di treatment akan masuk tube pertama di HE precooling bersamaan dengan masuknya MR pencairan yang berasal dari kompresor ke tube kedua. MR precooling juga masuk ke tube ketiga untuk mendinginkan dirinya sendiri. Lalu, keluaran dari tube ketiga diturunkan tekanannya dengan menggunakan JT Valve untuk menurunkan tekanan dan temperature dari MR precooling yang kemudian akan dimasukkan ke dalam shell dari HE precooling untuk mendinginkan ketiga tube tersebut. Setelah keluar dari shell HE precooling, MR precooling akan berubah fase menjadi sepenuhnya vapor. Kemudian vapor dari MR precooling akan masuk ke kompresor untuk dinaikkan tekanannya. Setelah itu akan masuk ke fin fan cooler untuk dilakukan kondensasi tahap awal dengan media condenser udara (untuk kasus kilang LNG Sakhalin menggunakan udara) kemudian masuk kembali ke HE precooling untuk dilakukan kondensasi tahap kedua dengan media condenser dirinya sendiri. Setelah keluar dari HE precooling dengan keadaan dingin, gas kembali masuk ke HE 2 untuk dilakukan precooling kedua, prosesnya sama dengan HE 1 precooling hanya saja inlet dari tube MR precooling berasal dari keluaran dari HE 1 precooling, jadi secara teoritis proses di HE 2 lebih dingin karena inletnya merupakan keluaran dari HE 1. Keluaran dari shell yang merupakan MR precooling yang sudah menjadi vapor dimasukkan ke dalam kompresor. Setelah keluar dari proses precooling dengan suhu -35^oC, gas alam dan MR pencairan akan sama sama masuk ke Main Heat Exchanger untuk sama sama didinginkan dengan MR pencairan. MR pencairan akan dimasukkan ke separator terlebih dahulu untuk memisahkan gas dan liquidnya karena sebelumnya telah terkondens akibat pendinginan di HE 1 dan 2 pada proses precooling. Gas alam, MR vapor, dan MR liquid sama sama memasuki Main Heat Exchanger. Lalu MR liquid akan keluar dari main heat exchanger dan masuk ke dalam liquid expander. Prinsipnya hampir sama dengan JT valve hanya saja liquid expander lebih mirip seperti turbin. Liquid Expander ini akan menurunkan tekanan dari MR liquid. Tekanan dan temperature dari MR liquid pun menurun drastis dan kemudian akan dimasukkan ke sisi shell dari Main Heat Exchanger. MR liquid akan di spray membasahi tube tube yang ada di bawahnya untuk mendinginkan gas alam, MR Vapor dan dirinya sendiri. Setelah gas alam dan MR Vapor didinginkan oleh MR liquid keduanya akan naik ke atas dan MR Vapor keluar dari MHE untuk kemudian di turunkan tekanannya oleh JT Valve. Setelah tekanan dan temperaturnya turun, MR Vapor akan di spray ke dalam shell dari MHE dan akan membasahi tube tube yang ada dibawahnya. Hal ini bertujuan untuk mendinginkan gas alam dan MR vapor itu sendiri. Setelah digunakan sebagai pendingin, MR liquid dan vapor keduanya akan menjadi vapor dan keluar lewat sisi bawah dari MHE. Setelah itu MR tersebut akan masuk ke kompresor untuk menaikkan tekanannya. Setelah dari kompresor, MR akan masuk ke fin fan cooler untuk melakukan kondensasi tahap awal, dan kemudian MR akan masuk ke HE 1 dan 2 untuk tahap kodensasi berikutnya. Setelah dua kali pendinginan, gas alam akan berubah fase menjadi cair (menjadi LNG) dan keluar dari sisi atas dari main heat exchanger. Setelah itu LNG akan dimasukkan ke liquid expander untuk di turunkan tekanannya yang mengakibatkan tekanan dan temperaturnya turun dan sebagian komponen fraksi ringannya berubah fase menjadi fase vapor, dalam hal ini fraksi ringan yang dimaksud adalah kandungan nitrogen yang ada dalam LNG. LNG dan vapor Nitrogen kemudian dimasukkan kedalam separator untuk dipisahkan. Tujuan pemisahan nitrogen dari LNG ini karena nitrogen merupakan unsur yang inert dan tidak bereaksi, tetapi jika terdapat pada bahan bakar maka emisi dari bahan bakar tersebut akan mengandung NOx yang merupakan salah satu polutan yang berbahaya bagi lingkungan. Setelah nitrogen dipisahkan, maka LNG yang murni akan ditampung di LNG storage tank dan siap untuk dikapalkan. Main Heat Exchanger yang digunakan dalam proses Shell DMR sama dengan yang digunakan dalam proses APCI. Keduanya menggunakan Heat Exchanger tipe spiral wound buatan Linde  

Keuntungan menggunakan Shell DMR 

1. Sedikit peralatan dan peralatan tidak terlalu besar 
2. Hydrocarbon Inventory lebih rendah 
3. Onstream Time lebih ditingkatkan 
4. Ukuran Plot lebih kecil 
5. Safetynya tinggi 
6. Extra degree of freedom 
7. Setiap siklus dapat diutilisasi dengan kekuatan penuh 
8. Fleksibel terhadap kondisi lingkungan dan perubahan dari feed gas 
9. Perhitungan peralatan lebih rendah 
10. Efisiensi tinggi    

Perbandingan dengan APCI 

Proses pencairan LNG dengan metode APCI dan Shell DMR relative mirip, dengan menggunakan Main Heat Exchanger yang bertipe spiral wound. Letak perbedaan yang paling mencolok ialah proses pre-coolingnya yang menggunakan Mixed Refrigerant etan-propan. Sedangkan APCI menggunakan propan. Shell DMR membutuhkan peralatan yang lebih sedikit daripada proses APCI. Shell DMR mempunyai fleksibilitas proses yang lebih tinggi karena dapat dioperasikan dengan segala macm kondisi. APCI dapat memproduksi dengan kapasitas 3,4 juta ton per tahun, berdasarkan 340 hari stream, dan kapasitas LPG sebanyak 0,3 juta ton per tahun. Sedangkan untuk Shell DMR dapat memproduksi dengan kapasitas LNG 4 juta ton per tahun dan kapasitas LPG 0,3 juta ton per tahun. Shell DMR memiliki kapasitas 15% lebih besar daripada proses APCI. Produksi dari Shell DMR lebih tinggi karena proses dari siklus precooling memiliki fleksibilitas yang memungkinkan untuk mengerahkan kekuatan gas turbin dan helper motor power secara penuh. Power kompresi terbatas di siklus propan karena head dari kompresor dan laju alir suction yang terbatas. Maka dari itu Shell DMR mempunyai power 11% lebih besar daripada proses APCI.  

Gambar: menunjukkan perbandingan capital cost dari APCI vs Shell DMR

Proses Shell DMR juga mempunyai power spesifik 4% lebih baik daripada APCI. Untuk kasus extended end-flash, keunggulan Shell DMR menurun hingga 10% karena perbedaan power spesifik dari keduannya menjadi hampir sama.Dari sisi capital cost, Shell DMR mempunyai capital cost basis 5% lebih tinggi daripada APCI. Shell DMR dengan end-flash juga mempunyai capital cost basis 5% lebih tinggi daripada APCI. Tetapi dalam total capital cost, Shell DMR memiliki capital cost 8% lebih baik daripada APCI karena Shell DMR dapat memproduksi LNG dengan kapasitas yang lebih besar daripada APCI. Sementara untuk kasus dengan end-flash, Shell DMR memiliki capital cost yang lebih rendah 6% daripada APCI end-flash.  

Gambar: menunjukkan perbandingan kapasitas LNG, LPG, cost, dan NPV dari APCI vs Shell DMR

Perhitungan dari Net Present Value (NPV) yaitu perhitungan kemungkinan keuntungan dari investasi menunjukkan bahwa proses Shell DMR mempunyai NPV yang lebih tinggi sekitar 61% dibandingkan dengan APCI. Dan untuk kasus dengan end-flash, Shell DMR mempunyai NPV 35% lebih besar daripada APCI.Untuk tipe kilang dengan single-train, Shell DMR dengan end-flash mempunyai NPV tambahan sekitar 150 juta US dollar.Untuk kasus end flash, kapasitas produksi dari kedua proses baik Shell DMR dan APCI sama – sama meningkat. Produksi LNG APCI meningkat sekitar 12% dan LPG meningkat sekitr 34%. Untuk Shell DMR, meningkat sekitar 6% untuk LNG dan 35% untuk LPG. Kapasitas LPG yang meningkat tajam dikarenakan oleh C3+ dari LNG yang semakin murni. Meskipun absolut capital cost meningkat 3 sampai 4% untuk specific cost meningkat 6% untuk APCI dan 4% untuk Shell DMR. NPV dengan asumsi 20 tahun meningkat 39% untuk APCI dan 17% untuk Shell DMR. 

Aplikasi 

Aplikasi dari proses pencairan Shell DMR yang terkenal adalah pada Sakhalin LNG 1 dan Australia NWS. Sakhalin merupakan kilang LNG yang terletak di Rusia sebelah timur, berbatasan dengan Jepang di sebelah selatan. Sakhalin terletak pada iklim sub tropis dekat dengan iklim dingin, sehingga media condenser untuk mengkondensasi refrigerant cukup dengan media udara saja. Brikut adalah fakta – fakta teknis yang ada di Sakhalin LNG: - LNG Plant pertama di Rusia yang terletak di Prigorodnoye, Teluk Aniva. - Memiliki 2 train , masing2 kapsitasnya 4,8 juta tons LNG per tahun - Liquefaction Process nya menggunakan teknologi Shell - Cooling medianya menggunakan udara karena temperature udara yang sudah dingin - Memiliki unit utilitas antara lain : instrument air,nitrogen plants dan system diesel. - Memiliki 5 gas turbine yang digerakkan oleh generator yang memiliki kapasitas total power electricity nya 129 MW - Memiliki 2 LNG storage tanks masing2 kapasitasnya 100.000 meter kubik - LNG Plant production kapsitasnya 9,6 juta ton LNG per tahun. - Proses liquefaction gas menggunakan teknologi shell yang disesuaikan untuk digunakan pada iklim dingin yang menggunakan double mix refrigerant - Jetty memiliki 4 arm, 2 loading arm, 1 dual purpose arm dan 1 vapour return arm. Loading 160 LNG carriers per year - Memiliki 2 refrigerants storage yang berbentuk sphere untuk propane dan ethane yang masing2 kapasitasnya 1.600 meter kubik - Gas didinginkan hingga -162 C, dimana gasmenjadi liquid. - Mixed refrigerant yang digunakan adalah campuran dari nitrogen, methane, ethane dan propane. - Selama proses storage, LNG di evaporasikan secara konstan. Gas vaporisasi gas di removed dari tank untuk di maintain pada tekanan konstan dan digunakan sebagai fuel. - Proses pre-cooling terjadi di spiral-wound HE oleh campuran dari ethane dan propane. - Proses Liquefaction dan sub-cooling oleh campuran nitrogen-methane-ethane-propane.

V. Teknologi Pendinginan dan Pencairan Liquefin^TM

Liquefin^TM merupakan suatu teknologi baru yang dipercayai memiliki efisiensi tinggi sehingga memiliki kemampuan memiliki kapasitas train yang lebih besar dengan biaya yang lebih murah. Operasi dari proses ini dapat dilihat dari skema di bawah ini :   Pre-cooling Mixed Refrigerant : Liquefaction Mixed Refrigerant :   Pre-cooling refrigeration dari gas dicapai dengan menggunakan mixed refrigerant sebagai ganti propane pada dual-siklus konvensional. Pada proses ini, pre-cooling cycle dioperasikan pada temperature yang lebih rendah bila dibandingkan dengan dual-siklus konvensional. Temperature diturunkan hingga range -50^o C sampai -80^oC atau 60^oF sampai -110^oF. Pada temperature tersebut , cryogenic mixed refrigerant dapat terkondens secara sempurna. Tidak ada pemisahan fasa yang dibutuhkan dan selain itu kuantitas dari cryogenic mixed refrigerant berkurang banyak. Molar ratio antara cryogenic mixed refrigerant dengan LNG (dalam beberapa kasus) akan lebih rendah dari satu. Sedangkan untuk power yang dibutuhkan secara keseluruhan juga berkurang, sebagai dampak dari energi yang dibutuhkan untuk mengkondensasikan cryogenic mixed refrigerant tergeser dari siklus cryogenic ke siklus pre-cooling. Selain itu, hal ini mengarah ke distribusi yang lebih baik dari area perpindahan panas yang dibutuhkan : dengan jumlah core parallel yang sama dapat digunakan antara lingkungan (ambient) dan bagian cryogenic exchange. Pada proses liquefin, kedua mixed refriegerant digunakan pada cara yang sama sebagai komponen murni. Mixed refrigerant dikondensasikan dan divaporasikan pada level tekanan yang berbeda di setiap section, tanpa ada nya pemisahan fasa atau fraksinasi. Cara ini membuat exchange line menjadi sangat sederhana dan kompak. Untuk mixed refrigerant yang digunakan terdiri dari metana, etana, propane, butane dan nitrogen. Keuntungan yang sangat significant dari skema teknologi baru ini adalah kemungkinan untuk mengatur power balance dari 2 siklus. Dengan demikian memungkinkan untuk menggunakan secara langsung keseluruhan energi yang disediakan dari 2 gas turbin yang identic, tanpa adanya transfer powerdari satu siklus ke siklus yang lain. Liquefin^TM memiliki semua sisi positif dari proses cascade dengan efisiensi yang jauh lebih baik dan jumlah peralatan yang lebih sedikit. 

Berikut ringkasan dari keuntungan proses liquefin : 

 a) No integrated cascade Karena mixed refrigerant dari siklus yang kedua terkondensasi sempurna, dua mixed refrigerant dapat digunakan dengan cara yang sama dengan refrigerant murni yang digunakan di proses cascade. 

 b) A balanced power Proses yang sangat mudah untuk dikondisikan untuk mendapatkan power yang sama untuk masing-masing siklus. Dengan dua gas turbine yang identic, akan menghindari kesulitan yang ditemui silkus C3/MR yang harus mengirimkan power dari gas turbine pre-cooling ke siklus cryogenic. 

c) A compact heat-exchange line Proses Liquefin^TM juga telah menetapkan untuk penggunaan terbaik dari plate-fin heat exchanger (PFHE).Single heat exchange line digunakan untuk mendinginkan gas dari temperature ambient hingga temperature cryogenic. Proses ini telah disusun untuk membuat jalur perpindahan panas yang sederhana dan compact. Pengaturan dari PFHE adalah pada jantung teknologi pencairan ini dan upaya yang significant telah dilakukan untuk menjamin operasi yang optimal dan sangat miudah dijalankan. 

d) High conductivity and efficiency Alumunium memiliki resistensi yang diabaikan untuk mentransfer panas antara fluida. Selain luas permukaan perpindahan panas yang diperluas oleh fin pada PFHE menyebabkan efisiensi transfer panas yang sangat tinggi sehingga memungkinkan terjadinya pertukaran panas yang sangat baik dan perbedaan suhu yang rendah. Densitas permukaan yang tinggi hingga mencapai 2000 m²/m³ dapat dicapai.Hal ini sangat penting dalam rangka pengurangan footprint, berat dan juga pada akhirnya pengurangan biaya. 

e) Design Flexibility Tidak seperti shell and tube heat exchanger, di mana satu single stream dapat digunakan pada sisi shell, PFHE dapat menangani sejumlah aliran panas dan dingin di berbagai tekanan secara bersamaan.   Pada saat ini, teknik fabrikasi PFHE telah didirikan dan operasi dari PFHE sendiri juga telah dibuktikan dalam berbagai aplikasi cryogenic dengan kapasitas yang besar. Proses Liquefin^TM secara khusus diadaptasi untuk penggunaan PFHE, semua fluida yang masuk pada jalur utama pertukaran panas kecuali keluaran dari JT valve yang merupakan dalam keadaan single phase – vapor atau subcooled liquid. Selain itu, pengaturan khusus pada outlet JT valve memastikan jumlah dari refrigerant dengan tepat pada masing-masing core parallel dan distribusi antara saluran yang berbeda dengan core. Distribusi yang baik adalah salah satu parameter kunci untuk menjamin efisiensi penuh dari sebuah proses. Untuk kapasitas yang besarnya sekitar 4,5 MTPA, total pre-cooling dan liquefaction pertukaran panas disebarkan pada 4 cold boxes yang masing-masing memiliki 6 jalur parallel yang tersusun dari 2 PFHE cores setiap serinya. Total pertukaran panas dari trrain yang besar kemudian dikumpulkan pada luas 250 m² dengan tinggi tidak melebihi 15 m. Jalur pertukaran ( exchange line ) merupakan sesuatu utama yang baru dari proses ini. Selain pengalaman yang luas dari manufacturer PFHE dengan peralatan yang similar, studi penelitian dan pengembangan lanjutan dilakukan pada PFHE oleh IFP-Axens, terkait dengan efisiensi thermal, fluids dynamic dan perilaku mekanik. Stress analysis yang canggih pada semua bagian dari perakitan cryogenic telah dilakukan dalam kerjasama yang erat dengan manufacturer dari PFHE.    

Jalur Pertukaran Panas ( Heat Exhange Line ) Semua pertukaran panas antara gas dengan dua mixed refrigerant dan juga antara kedua mixed refrigerant terjadi pada single exchange line PFHE di dalam cold boxes dengan jumlah yang terbatas.

• Semua vendor PFHE utama dapat membuat cold boxes tersebut tetapi IFP/Axens telah membatasinya untuk Chart, Nordon Cryogenic, dan Kobe Steel. IFP/Axens telah bekerja sama dengan manufacturer tersebut untuk mendapatkan jalur pertukaran panas utama yang mirip dengan arsitektur dari PFHE yang didalamnya terdapat cold boxes. Namun sayangnya, sekarang Chart sudah tidak lagi memenuhi syarat untuk Iran. Sehingga cold boxes dapat diperoleh dari dua manufacturer yang lainnya tanpa berdampak pada desain kilang ataun P&ID.
• Desain dari main heat exchanger berdasarkan dari jumlah minimum cold boxes yang masing-masing ditata secara compact sehingga meminimalkan cryogenic piping. Sedangkan dalam cold boxes sendiri, piping antara cores juga diminimalkan.
• Semua fluida didistribusikan pada single phase di antara cold boxes dan di antara cores yang terdapat di dalam cold boxes. Pada JT valve di mana dua fase dihasilkan, terdapat satu JT valve setiap cold box dengan peralatan khusus di dalam cold box yang memisahkan liquid dan vapor sebelum didistribusikan secara terpisah di antara cores.
• Jalur pertukaran (the exchange line) nya modular : di mana masing-masing cold box berisi beberapa parallel lines dari dua cores setiap serinya. Jumlah dari cores dan cold box tergantung pada kapasitas unit dan kondisi tempat.
• Dengan konsep modular, keterbatasan dalam hal ukuran yang ada pada spiral-wound exchanger dapat dihilangkan.

 

Keuntungan Utama dari Liquefin^TM

Efisiensi

Keuntungan pertama dari proses ini adalah efisiensinya yang tinggi. Jika dilakukan perbandingan, proses ini akan dapat menghasilkan sekitar 15% LNG lebih banyak dengan penggunaan gas turbine yang sama. Perkembangan efisiensi ini terkait dengan penggunaan dari mixed refrigerant pada proses pre-cooling serta pemilihan PFHE sebagai media pertukaran panasnya. Perbedaan temperature yang rendah pada cores di antara sisi panas dan dingin memberikan improvement dari efisiensi energi dan oleh sebab itu power yang dibutuhkan untuk menghasilkan LNG per ton berkurang. Dengan kata lain, untuk penggunaan driver turbine yang sama pada teknologi proses yang berberda, proses liquefin akan menghasilkan jumlah LNG lebih banyak.

Cryogenic mixed refrigerant yang memasuki section cryogenic keseluruhan sudah menjadi liquid sehingga tidak ada energi pada siklus ini yang terbuang untuk mengkondensasikan mixed refrigerant. Kuantitas dari cryogenic mixed refrigerant lebih sedikit dibandingkan proses C3/MR sehingga efisiensi secara keseluruhan mengalami improvement. Kurang lebih 1 mol cryogenic mixed refrigerant untuk 1 mole gas alam. Pressure drop yang rendah pada kedua sisi panas dan dingin dari PFHE sehingga membuat terjadinya penambahan efisiensi yang menguntungkan dari proses liquefin ini. Seperti yang kita tahu bahwa pada proses liquefin tidak terdapat pembatasan pada jumlah media penukar panasnya. Sehingga semakin besar kapasitas train menghasilkan LNG maka akan lebih efisien.      

Biaya

Beberapa faktor yang menyebabkan biaya yang lebih sedikit pada proses Liquefin^TM antara lain :

• Kemampuan untuk meningkatkan kapasitas train.
• Penggunaan single PFHE yang menggantikan spiral-wound heat exchanger dan kettle type heat exchanger.
• Plot area yang kompak, sehingga dapat mengurangi panjang pipa yang bekerja pada suhu rendah.
• Mengurangi ukuran dari air cooler condenser.
• Multi sumber dari semua peralatan, termasuk jalur pertukaran panas utama.

Studi yang dilakukan oleh Kontraktor yang familiar dengan industri LNG menunjukkan bahwa biaya unit pencairan itu sendiri dapat menurun hingga sekitar 15%. Secara keseluruhan, termasuk unit utilitas, pre-treatment, penyimpanan, dll,terdapat perbedaan yaitu berkurangnya biaya hingga7%. Dengan mempertimbangkan peningkatan kapasitas untuk turbin gas yang diberikan, biaya perton LNG lebih rendah hingga sekitar 20% bila dibandingkan dengan proses lainnya.    

Kapasitas yang Lebih Besar 

 Dengan skala ekonomi, biaya per ton LNG akan menurun ketika kapasitas produksi meningkat. Hal ini telah mendorong terjadinya peningkatan jumlah kapasitas train yang sedikitnya 1 MTPA pada 30 tahun yang lalu menjadi 4 MTPA hingga pada saat ini. Dapat dilihat pada grafik di bawah ini yang menunjukkan kenaikan kapasitas train Iran LNG.

Bagaimanapun kapasitas train di atas juga dapat dicapai oleh proses C3/MR hanya dengan memungkin sejumlah besar flash gas untuk dapat meningkatkan efisiensi. Keterbatasan yang pertama dalam peningkatan kapasitas disebabkan oleh spiral-wound exchanger yang digunakan pada siklus konvensional C3/MR. Jika konstruksi dari exchanger tersebut di atur menjadi parallel akan membuat kita kehilangan keuntungan dalam skala ekonomi. Tetapi dengan menggunakan proses Liquefin^TM pertukaran dilakukan secara modular, tidak pembatasan tersebut yang harus diperhitungkan. Peningkatan kapasitas memerlukan peningkatan jumlah cold box secara parallel.Sebagai contoh untuk memproduksi dengan kapasitas 6 MTPA pada South Pars gas dibbutuhkan 4 cold box.Sedangkan untuk dapat memiliki kapasitas hingga 8 MTPA dibutuhkan 6 cold box. Keterbatasan lainnya adalah mach number pada kompresor propane. Senakin besar laju flow rate pada inlet kompresor, maka semakin lama rotor berputar dan semakin tinggi kecapatan peripheralnya. Pada gambar di bawah ini mendeskripsikan karakteristik dari banyaknya kompresor propane.

Unit yang besarnya sekitar 4,5MTPA sekarang dalam tahap pembangunan yang digambarkan pada lingkaran biru. Sedangkan untuk kasus Liquefin^TM yang kapasitasnya sedikit lebih besar 4,8MTPA ditunjukkan pada lingkaran merah. Untuk kapasitas yang sama kompresor ini akan lebih mudah untuk mendirikan proses Liquefin^TM, sebaliknya kompresor dengan kapasitas terbesar dapat dicapai dengan karakteristik dari kompresor terbaru. Secara mudah digambarkan : campuran dari etana dan propane digunakan pada siklus pertama ( bukan menggunakan propane ) , sehingga berat molekulnya lebih lebih rendah dengan demikian mach number dari kompresor juga lebih rendah. Di sisi lain , besarnya tekanan lebih tinggi sehinga volume inlet lebih kecil. Keterbatasan yang paling parah adalah pada ukuran kompresor axial untuk mixed refrigerant kedua. Seperti yang kita tahu bahwa pada proses Liquefin^TM terdapat power balance pada kedua siklusnya. Kuantitas dari mixed refrigerant kedua akan berkurang hingga 30% jika dibandingkan dengan proses C3/MR dengan kapasitas yang sama. Dengan kompresor axial yang sama, akan memungkinkan untuk membangun sebuah kilang dengan kapasitas meningkat sekitar 30% jika dibandingkan dengan proses actual C3/MR, dengan semua kondisi yang sama. Proses C3/MR dengan versi dasar menggunakan 2 siklus memiliki kapasitas di bawah 5 MTPA, sedangkan untuk kapasitas train dengan gas turbine yang sama proses Liqurefin^TM dapat menghasilkan hingga 6 MTPA. Sebuah skema pencairan baru :siklus C3/MR/Nitrogen telah digunakan di pasar baru-baru ini.Ini dimaksudkan gas turbine ketiga yang digunakan untuk siklus nitrogen untuk dapat mencapai kapasitas kurang lebih hingga 7 MTPA.Tiga siklus seri tersebut berarti menambah kompleksitas dan mengurangi ketersediaan jika dibandingkan dengan skema yang sebelumnya. Sekalipun terdapat perubahan komposisi mixed refrigerant mungkin untuk dilakukan pada pengurangan kapasitas tanpa menggunakan siklus nitrogen. Tentu saja diperlukan full shutdown pada proses C3/MR jika terdapat kerusakan pada driver ataupun kompresor. Dengan tiga penggerak yang sama, skema proses Liquefin^TM akan lebih sederhana seperti yang ditunjukkan oleh gambar dibawah. Gas turbine pertama menggerakkan kompresor untuk pre-cooling.Sedangkan dua gas turbin lainnya disusun secara parallel untuk pada siklus liquefaction.Hal ini memungkinkan untuk dapat mencapai kapasitas hingga 8 MTPA.Ketersediaan ini mengalami improvement jika dibandingkan skema dasar, karena sebelumnya jika terjadi kegagalan pada kompresor single liquefaction haruslah dilakukan plant shutdown keseluruhan. Dimana dengan skema di bawah ini, jika terjadi kerusakan pada salah satu kompresor, akan tetap memungkinkan kilang untuk beroperasi tetapi dengan kapasitas yang berkurang ( minimum 50% dengan cara merubah temperature pre-cooling dan komposisi dari mixed refrigerant ). Masalah yang ada hanya terdapat pada kompresor MR1 atau penggeraknya yang akan mematikan secara total unit tersebut.

  Teknologi Liquefin^TM merupakan proses yang fleksibel, menawarkan lebih dari satu kemungkinan untuk dapat mencapai kapasitas yang luas dan memiliki kompetitif yang tinggi :

1. Dengan menggunakan gas turbine yang lebih besar. Turbine dengan frame 9 baru-baru ini telah memenuhi syarat sebagai mechanical driver. Dengan teknologi Liquefin^TM , memungkinkan untuk mencapai kapasitas 7-8 MTPA dengan hanya menggunakan dua penggerak utama. Meskipun volume laju alir yang tentu saja meningkat, sebuah kemungkinan yang ada agar kompresor sesuai pada kasus ini karena kecepatan dari frame 9 (3000 rpm) lebih rendah daripada kecepatan frame 7 (3500 rpm). Sebuah study yang mendalam harus dilakukan untuk meyakinkan segala kemungkinan yang bisa terjadi dan memastikan segala sesuatunya. Study tersebut sedang dikembangkan oleh IFP/Axens.
2. Atau menggunakan gas turbine yang sangat besar (siklus kombinasi) untuk menghasilkan listrik dan menggunakan motor elektrik yang besar( hingga 70MW ) secara parallel pada masing-masing siklus. Dapat dilihat pada gambar di bawah. Hampir tidak ada batasan teknik untuk besarnya kapasitas karena digunakan skema yang sepenuhnya modular. Keuntungan dari skema tersebut antara lain : kompresor yang terbukti cocok, ukuran peralatan yang sedang, efisiensi yang sangat baik ( konsumsi fuel gas yang sangat rendah sebagai siklus kombinasi yang dapat mencapai 50%-60% efisiensi), dan availability yang baik dimana tidak perlu melakukan full shutdown jika terjadi kegagalan pada driver.

VI. Teknologi Pendinginan dan Pencairan ConocoPhillips

ConocoPhillips adalah pemimpin global dalam inovasi gas alam cair (LNG) yang inisiatifnya membentang lebih dari empat dekade, dari membangun kapal (carrier) LNG pertama untuk perdagangan internasional sampai penerapan pertama turbin gas aeroderivatif berefisiensi tinggi dalam pencairan LNG. Karena permintaan energi di seluruh dunia terus tumbuh, ConocoPhillips membuktikan proses Optimized Cascade® miliknya berada pada posisi yang baik untuk menjadi teknologi pencairan gas pilihan Anda. Dengan hampir empat dekade pengalaman operasi dan perbaikan teknologi mutakhir, ConocoPhillips terus memberikan solusi pencairan gas alam berbiaya efektif bernilai tinggi. Dipilih hampir lima puluh persen dari kilang LNG yang baru-baru ini sudah beroperasi, proses Optimized Cascade® ConocoPhillips telah menunjukkan kemudahan operasi dan fleksibilitas sambil memberikan keandalan yang tinggi.

Kenai LNG Kenai, Alaska 1.5 MTPA

Atlantic LNG Point Fortin, Trinidad 15.1 MTPA • 4 Trains

Egyptian LNG Idku, Egypt 7.2 MTPA • 2 Trains

Angola LNG Soyo, Angola 5.2 MTPA

Darwin LNG Darwin, Australia 3.7 MTPA

Equatorial Guinea LNG Malabo, EG 3.7 MTPA

Pengguna Proses Optimized Cascade® ConocoPhillips

1. 1. Kenai LNG

Lokasi : Kenai, Alaska (AS) Startup : Juni 1969 Kapasitas : 1,5 MTPA

1. 2. Atlantic LNG

Lokasi : Point Fortin, Trinidad dan Tobago Startup : Maret 1999 (1), Agustus 2002 (2), April 2003 (3), November 2005 (4) Kapasitas : 3,3 MTPA (1, 2, dan 3); 5,2 MTPA (4)

1. 3. Egyptian LNG

Lokasi : Idku, Mesir Startup : Mei 2005 (1), September 2005 (2) Kapasitas : 3,6 MTPA (1 dan 2)

1. 4. Darwin LNG

Lokasi : Darwin, Australia Startup : Desember 2005 Kapasitas : 3,7 MTPA

1. 5. Equatorial Guinea LNG

Lokasi : Malabo, Guinea Khatulistiwa Startup : Mei 2007 Kapasitas : 3,7 MTPA

1. 6. Angola LNG

Lokasi : Soyo, Angola Startup : Agustus 2008 Kapasitas : 5,2 MTPA   Proses pencairan feed gas menjadi LNG menggunakan prinsip pendinginan bertingkat (cascade). Prosesnya dibagi 3 yaitu pre-cooling, liquefaction, dan subcooling. Proses pre-cooling menggunakan propan sebagai refrijeran dan heat exchanger yang digunakan adalah tipe core in kettle atau plate fin. Proses liquefaction menggunakan etilen sebagai refrijeran dan heat exchanger yang digunakan adalah tipe plate fin. Proses subcooling menggunakan metan sebagai refrijeran dan heat exchanger yang digunakan adalah tipe plate fin. Turbin yang dugunakan frame 5.

Licensed Process		Optimized Cascade Process
Refrigerant	Pre-cooling	Propane
	Liquefaction	Ethylene
	Sub-cooling	Methane
Heat Exchanger	Pre-cooling	Plate-Fin / Core-In-Kettle
	Liquefaction	Plate-Fin
	Sub-cooling	Plate-Fin
Turbine		Frame 5

 Heat Exchanger yang digunakan :

1. 1. Core in kettle heat exchanger

Penggunaan : Proses pre-cooling Gambar :  

1. 2. Brazed aluminum plate fin heat exchanger

Penggunaan : Proses pre-cooling, liquefaction, dan sub-cooling Gambar :            

Penutup

Kesimpulan Proses pencairan gas alam menjadi LNG membutuhkan beberapa tahap. Dimulai dari pretreatment yang terdiri dari penghilangan merkuri, penghilangan gas asam, dan dehidrasi air, kemudian dilakukan separasi, lalu pendinginan dan pencairan. Prinsip pencairan gas alam menggunakan siklus refrijerasi yang terdiri atas tahap evaporasi, kompresi, kondensasi, dan ekspansi. Teknologi pencairan gas alam ada berbagai macam tergantung dari perusahaan yang memiliki lisensi. Perusahaan berlisensi antara lain Air Product, Statoil-Linde, ConocoPhillips, Shells, dan Axen.      

Daftar Pustaka

http://www.axens.net/product/technology-licensing/10097/liquefin.html http://www.igu.org/html/wgc2003/WGC_pdffiles/10508_1045736680_32648_1.pdf http://www.kgu.or.kr/download.php?tb=bbs_017 http://lontar.ui.ac.id http://id.swewe.com/word_show.htm/?83597_1 Nibbelke, Rob. Kauffman, Steve. Pek, Barend. 2002 presentation to 82nd Annual GPA Convention.Dallas. http://www.ogj.com/articles/print/volume-100/issue-27/processing/double-mixed-refrigerant-lng-process-provides-viable-alternative-for-tropical-conditions.html diakses pada tanggal 2 maret 2014 untuk lebih lengkapnya download Teknologi LNG

Natural Gas Sampling : ISO 10705

Prosedur sampling dan sistem sampling:

1. Calculation caloric value of the gas --> penetapan harga jual
2. Identification of contaminant --> terkait dengan spesifikasi khusus dari buyer yang terkait dengan nilai kalori, impurities dll
3. Get informatif composition --> terkait dengan untuk apa gas itu digunakan

Scope

• Petunjuk untuk mendapatkan, menghandling , dan mengkondisikan sampel.
• Bagaimana cara/ teknik sampling dengan benar.
• Probe location : penempatan probe dan juga tipennya
• Desain dari peralatan sampling, termasuk juga dengan materialnya.

Definisi
-        Flow proporsional incremental sampel
-        Incremental samper : mengambil aliran sedikit2
-        High Pressure natural gas : 0,2 -15 MPa
-        Spot sampel : periodik sampel, hanya sesaat. Diambil di satu titik tertentu di waktu tertentu
-        Composite : dari incremental diambil, digabung-

Prinsip sampling

1.       Direct : langsung ditransfer ke unit analisa (GC)
2.       Indirect : disimpan dulu di silinder
3.       Spot
4.       Incremental : waktunya contious, hampir sama seperti spot

Safety Precaution

Aspek secara umum :

• Harus mengikuti prosedur ataupun SOP yang berlaku.
• Orang yg melakukan sampling harus mengikuti pelatihan khusus supaya bisa menangani troubleshooting jika terjadi suatu masalah.

Personnel :

• Bertanggung jawab terhadap sampling harus sesuai dengan peraturan
• Perlu mengikuti dan pelatihan khusus agar tahu potensi bahaya
• Atasan mempunyai wewenang atas instalasi peralatan yg sesuai agar dapat mengarahkan orang yang melakukan sampling

Equipment

• Peralatan yg digunakan untuk pressure tinggi harus ada resertifikasi dan inspeksi secara berkala. Supaya mencegah terjadinya kondensasi.
• Dokumentasi (prosedur) harus up to date.
• Peralatan harus didesain sesuai dengan kondisi sampling. Contoh Chemical compability :material dipilih yang tidak bereaksi dengan sampel. Vibrasi : tahan terhadap getaran
• Tekanan dalam silinder harus dijaga tidak boleh terekspose keluar
• End cap instalation
• Pemeriksaan terhadap silinder. DOT : departemen of Transport. Harus ada pengetesan volumenya berapa, pressure maksimum yang boleh.
• Pengetesan pressure minimal 2 x terhadap pressure pemakaian( working pressure) , pada silinder sebelum dipakai. Tes pressure : pemakaian 2kg jadi dilakukan 4kg pengetesan pressure.
• Diperlukan perancangan khusus agar dalam transportasi silinder tidak terjadi damage. Silinder dibungkus dengan pelindung supaya tidak kena benturan.
• Diluar silinder diberi label yang berisi informasi relevan. Contoh : jangan dibanting, tidak boleh disimpan pada temperatur tinggi, tidak boleh terkena sinar matahari secara langsung
• Perlu dilakukan tes terhdadap kebocoran secara periodik
• Konfigurasi valve tidak boleh hanya satu saja.
• Peralatan elektrik harus relevan dengan aplikasi sampling ( harus gas probe)
• Peralatan yang dapat membuat terjadinya listrik statis harus dihindari.
• Peralatan yg digunakan tidak boleh menimbulkan percikan api (sparks)
• Flammability : kemampuan suatu komponen untuk terbakar. Untuk gas alam konsentrasi LFL dan Ufa :   4 dan 16 %
• No Open fire
• No smoking
• No Use of equipment and tools which may create sparks
• Tidak menggunakan equipment yang beroperasi pada suhu diatas autoignition
• Tidak menggunakan Chemical yang dapat bereaksi dengan gas
• No running sparks ignition motor
• Purging to safe area
• Harus ada firefighting dan gas detector
• Personnel harus terlatih

PPE

• Toxic atau irritan --> menggunakan alat pelindung pernafasan. (H+,radon, Hg, aromatics(BTEX))
• Kacamata, pelindung wajah
• Pressure indicator  : indikasi sistem pressure
• Leak detector: mengecek kebocoran
• Untuk fire protectionà menggunakan baju tahan api, masker jika dibutuhkan

Transportasi

• Kalo pake silinder, ditransportasikan sesuai dengan peraturan yang ada.
• Tidak boleh terjadi kondensasi
• Container harus memiliki label yang berisi informasi relevan

Fakta Brunei LNG

• Brunei LNG berlokasi di Lumut, Brunei Darussalam dan mulai beroperasi pada tahun 1972.
• Total kapasitas Plant 7,2 juta tons per tahun
• Memiliki 5 buah train dengan masing2 kapasitas 9700 m3/d , kecuali train 5 yaitu 9500 m3/d
• Memiliki 3 storage tank masing2 kapasitas 65.000 m3, total kapasitasnya 195.000 m3
• Memiliki 8 LNG Loading Pump, 4 dalam keadaan service dan 3 lainnya sebagai circulation pumps
• LNG Loading Rate 5400 m3/h
• Propane , butane dan HC lainnya yang tidak memenuhi spesifikasi LNG di hilangkan. Direcycle dan digunakan untuk pendingin pada liquefaction. Propane juga digunakan kebutuhan domestic LPG.
• Proses Pre-cooling di HE jenis kettle oleh propan, liquefaction dan sub-cooling terjadi di MHE oleh MCR ( nitrogen-methane-ethane-propane). Menggunakan Teknologi APCI.
• Treated river water digunakan sebagai media pendingin dengan siklus pendinginan recirculating terbuka ( open recirculating cooling cycle)
• Open cooling water system m 135.000 m3/h air disirkulasikan dan digunakan untuk heat extraction dari siklus refrijerasi dan steam.
• Energi konsumsi dari plant sebanding dengan 300MW power station. Sangat besar dan bahkan bisa digunakan untuk memenuhi energy konsumsi seluruh wilayah brunei.
• Energi tersebut berasal dari 9 steam boiler yang menggerakkan turbine kompresor dan generator turbine.
• 11 boiler generate steam untuk turbin, yang menggerakkan kompresor refrigerant
• Fuel gas yang dibakar oleh boiler jumlahnya sekitar 9 % dari plant total intake.
• LNG yang di vaporasikan selama storage dan loading di recycled dan dikompresi untuk digunakan sebagai fuel gas supply.

Technology Selection Methodology : LNG Technology

Konsep Dasar
-        Pemilihan teknologi sangat mempengaruhi keuntungan dan bisnis dari perusahaan
-        Harus inline/sejalan dengan teknologi coorporate perusahaan
-        Rencana evaluasi performa
-        Harus inline dengan strategi proyek & statemen misi
-        High Caliber in-house proffessionals & expert (or could be out sources). Harus benar-benar orang yang ahli didesain LNG.

Tahapan
-        Long list,  daftar yang kita punya harus banyak.
-        Short Listing Criteria, semacam filtering supaya lebih mengerucut.Dilakukan supaya lebih selektif.
-        Short List, sudah lebih sedikit.
-        RFP, request proposal penawaran. Request For Proposal.
-        Received Licenser proposal.
-        Proposal Review: aspek teknikal dan komersial. Antara lain criteria, scoring scale, weight factor.
-        Hasil di infokan ke stakeholder termasuk daerah setempat (public Info)
-        Konsultasi dengan konsultan mengenai data dan judgement.
-        Licensor Clarification. Supaya barang sesuai harapan
-        Tabulasi dan kalkulasi mengenai hasil. Supaya mendapat seleksi yang paling bagus, baik dari sisi teknis dan ekonomis.
-        Find Results& recommendation. Hasil dan rekomendasi.

Technology Short Listing
-        Long list didapat dari public document (text book, magazines,licensors publication)
-        Short Listing Metodology
o   Proven Operating plant, supaya ga rugi dengan uang jutaan dolar. Jika skala lab, harus bisa discale up hingga 120%
o   Proven Major Equipment. Misal kalo di LNG ada MHE.
o   Similar FEED and product specification
o   Meet existing and near term environmental regulation. Regulasi yang ada di daerah itu seperti perda, peraturan pemerintah terutama mengenai masalah lingkungan. Perusahaan yang baru harus memenuhi itu.
o   Corporate technology comittee endorsement. Pengukuhan dari komite teknologi ccoorporate
o   EPC contractor endorsement.
o   Technology consultant endorsement (authorities,lenders,buyers)
o   Licensor interest in our project (proprietary equipment,solvent mandator)

Primary Screening Criteria (Mandatory)
Owner’s input data
-        Gas composition and properties. Komposisi dari gas, properties seperti HHV. Sebagai basis mendesain alat.
-        Capacity 150 MMSCFD feed gas.
Required output
-        Licenser harus bisa menggaransi maximum ppm
-        Harus mengikuti peraturan nasional maupun internasional

Secondary screening criteria
-        Five years proven performance in similiar service
-        Operability and reliability
-        Integration with other unit process (LNG Plant)
-        Enviromental impact
-        Guaranteed 30 ppmv total sulfur maximum in acid of gas outlet

Tecnical evaluation criteria
Operability and reliability
-        Turn down : penurunan kapasitas
-        Foaming,solvent degradation and corrosion tendencies.
-        System operation with feed gas contaminants
-        Process complexity
Enviromental impact
-        Hydrocarbon emissions
-        Hazardous material handling or waste
-        Process risk
-        Make-up water requirements
Sulfur compound treating capabilities
-        Adaptability to treat for mercaptans
-        Adaptability to treat for COS,CS2

Perubahan Fasa dan Diagram Fasa

Dew point didefinisikan sebagai tekanan dan temperature spesifik yang dimana campuran gas alam mulai berubah fase. Jika temperature dari campuran gas alam turun sedangkan tekanannya konstan, temperature dimana hidrokarbon mulai terkondens dari fase gas menjadi fase liquid merupakan temperature dew point hidrokarbon. Jika tekanan dari gas alam naik sedangkan temperaturnya konstan, tekanan dimana hidrokarbon mulai terkondensasi merupakan tekanan dew point hidrokarbon. Water vapor dew point adalah kondisi tekanan dan temperature dimana uap air mulai terkondens dari campuran. o Normal Dew Point Kondensasi terjadi jika tekanan naik ada temperatur konstan, atau temperatur turun pada tekanan konstan. Pada gambar terjadi di titik D-E. o Retrograde Dew Point Kondensasi terjadi jika tekanan turun pada temperatur konstan atau temperatur naik pada tekanan konstan. Pada gambar terjadi di titik B-C-D.

    

Sedikit perubahan pada tekanan selama proses sampling , bagaimanapun akan menyebabkan komponen spesifik terkondens menjaid liquid, merubah komposisi dari fase gas dan berpotensial mendistorsi komposisi sample. Hidrokarbon dew point merupakan salah satu property yang dianggap penting dalam sampling gas alam. Jika temperature sample turun hingga dibawah temperature hidrokarbon dewpoint , kerugian yang signifikan dalam konten hidrokarbon dapat terjadi, sehingga kesalahan dalam laju aliran volumetrik, nilai kalor dan sifat gas dihitung lainnya. Retrograde condensation merupakan karakteristik dari gas alam yang harus dipertimbangkan baik saat sampling aliran gas alam dan ketika merancang sistem pengambilan sampel gas, karena berbagai tekanan dan suhu dari kurva retrograde dew point dapat ditemui selama proses umum sampling.

  Kondensasi retrograde terjadi jika tekanan diturunkan atau suhu dinaikkan. Pada saat sampling, proses ini terjadi ketika sampel dilewatkan pada throttle valve (proses 1 ke 2). Fungsi valve tersebut adalah dengan cara menurunkan tekanan (throttling) yang juga mengakibatkan penurunan suhu dan kondensasi terjadi di jalur sampel menuju ke titik pengambilan. Untuk menghindari kondensasi, maka dalam proses 1 ke 2 ditambahkan heat trace (proses 1 ke 3) untuk menaikkan suhu sehingga garis operasinya bergeser ke kanan dan fase sampel tetap dalam fase gas. Kondensasi normal terjadi jika tekanan dinaikkan atau suhu diturunkan. Pada saat sampling, proses ini terjadi ketika sampel dimasukkan ke kontainer dan terekspos pada kondisi ambient (proses 4 ke 5). Ketika terekspos pada kondisi ambient, suhunya turun dan berada di bawah suhu dew point sehnigga terjadi kondensasi dalam kontainer. Untuk menghindari kondensasi, maka dalam proses 4 ke 5 ditambahkan pig tail untuk memindahkan kondensasi ke ujung pig tail sehingga kondensasi terjadi jauh dari kontainer.

Shell Innovation : LNG Industry

INNOVATION IN THE LNG INDUSTRY: SHELL’S APPROACH
Adam Bradley¹, Honey Duan¹, Wiveka Elion¹, Esther van Soest-Vercammen¹, Rob Klein Nagelvoort¹  

1. Shell Global Solutions International B.V.

Keywords: 1. LNG Market; 2. New Technologies; 3. Practices; 4. Technology
 
Introduction

The LNG markets have enjoyed a rapid growth over the last 40 years and Shell has played a leading role in this development both as an equity shareholder and as a technical innovator. Currently, Shell advised and equity share projects make up a significant portion of the LNG industry, counting for some 40% in terms of global capacity. Plants advised by us are in operation at six locations worldwide, with new construction underway and other projects at various stages of development. However, in order to remain competitive in today’s environment, the current challenges facing the energy industry as a whole must be taken into consideration. These can be summarised in the following three points: 1. Global energy demand is continuing to grow 2. The growth rate of supplies of “easy oil and gas” will struggle to keep up with the growing energy demand 3. Increased use of coal, plus the overall dominance of fossil fuels, will cause higher carbon dioxide (CO2) emissions, and strongly increase environmental stresses. Natural gas, being the fuel with the lowest carbon intensity, will play an increasing role in the future of energy supplies, and demand for LNG has been forecasted to grow at seven percent per annum until 2020[1]. Project requirements will become ever more demanding due to increasing project sizes, difficult gasses and remote locations. Stakeholders will have higher expectations in particular in terms of a plant’s environmental impact. Considering all this along with the above three points, it is clear that continued technology innovation and flexibility of designs are required to suit industry needs. This paper will present an overview of innovation across the LNG value chain from LNG export to LNG import, including how success is achieved through operational excellence, maintaining a diverse portfolio, integrated solutions and excellence in asset management and safe operability.  

History of Shell’s LNG Involvement 

Shell helped pioneer the LNG sector, providing the technology for the world's first commercial liquefaction plant at Arzew, Algeria, in 1964. Since then, we have participated in, and provided the technical advice for projects that count for 40% of today’s global production (see Figure 1). The LNG industry has seen successful LNG plant development from the early steam turbine driven plants in Brunei and Malaysia Satu, through the application of Frame 5, 6 and 7 gas turbines to the large Frame 9 gas turbines employed in Qatargas4 (as designed by APCI). The Brunei LNG plant has never missed a contractual delivery since being commissioned in 1972 and now, after rejuvenation, operates at 150% of its original design capacity. The Qalhat plant in Oman, completed in 2005, has one of the lowest unit costs of any liquefaction facility yet built. There has been a continued effort to improve the technology behind LNG over the years and with four decades of experience in production and transportation of LNG, Shell remains a pacesetter in the industry. 

 

Innovation 

Innovation is much more than research performed in laboratories on molecules. It is also about finding opportunities to enhance value and achieve business objectives in a quicker, cheaper, simpler and more efficient manner. Crucially, the innovation process is complete only when it has created customer value. Innovation is encouraged in all business areas. Improved products; advantaged feed-stocks; more efficient and reliable manufacturing processes and equipment; more effective business processes; new business models; and ways of retaining and sharing knowledge are all within Shell’s scope. Initiatives exist to explore ways of reducing the capital cost of major projects, with contracting strategies, project management practices and information exchange techniques all coming under the microscope. This is particularly relevant in today’s engineering, procurement and contracting market where the price of steel, concrete, labour and equipment fluctuate so much. On-going research and development (R&D) and operational and project experience is used to advance designs and project implementation. Practicable innovations resulting from R&D are released for implementation after an in-depth review in the form of a development release and networking is promoted between LNG operating sites in order to exchange best practices. In this way, a cycle of continuous improvement is achieved, as seen in Figure 2. Along side incremental improvements, step-out innovation is also encouraged. The launch of the GAMECHANGER* initiative has lead to the generation of more novel and creative ideas. A company wide LNG Game Changer project[2] resulted in a generic basis of design for a single train development with twin parallel refrigerant loops based on the proprietary double mixed refrigerant (DMR) process[3]. Shell’s excellence in research, technology and innovation has also gained independent industry recognition. A biological gas desulphurisation technology jointly developed with Paques B.V. was the winner of the Institution of Chemical Engineers (IchemE) Awards, Sellafield Award for Engineering Excellence in 2007. 

   

Gas Treating
The first step in the liquefaction process is gas treating, a process of significant importance in view of future developments of increasingly contaminated gas reserves. In spite of the relative abundance of gas resources, “easy” fields with low levels of contamination are becoming increasingly scarce. Considering this along with the growing world demand for gas and the fact that approximately one-third (500 trillion cubic feet) of the world’s gas fields are highly contaminated, there is an increasing interest to develop these more “difficult” resources. The major contaminants that need to be dealt with in the LNG industry are carbon dioxide (CO2), hydrogen sulphide (H2S) and other sulphur-containing species (mercaptans and COS). Figure 3 below provides an overview of the front end of the gas / LNG value chain. Gas development projects have evolved from relatively simple exploitation of sweet gas reserves that were directly routed into domestic and industrial supply networks to exploitation of contaminated and remote gas deposits through liquefaction, marine transport and regasification. This results in increased complexity, often requiring multiple process combinations and is further complicated by the tightening of product specifications both for sales gas and LNG, as well as stricter environmental emission standards. Ample scope exists for simplification of the process line-ups, through technology development as well as smart integration of the different process steps. Innovations here are targeted at increasing the value of contaminated reserves and focus on developing and applying safe and sustainable solutions for the disposal or utilisation of the acid gas contaminants. A key unit in these line-ups is the acid-gas removal unit (AGRU), which traditionally relies on amine-based solvent absorption. Shell’s early gas treating technologies included application of the ADIP-D (di-isopropanolamine - DIPA) and ADIP-M (methyl di-ethanolamine - MDEA) processes for H2S removal. The CO2 removal challenge was met with the development of the hybrid solvent Sulfinol-D, which combined an organic solvent (sulfolane) with an aqueous amine, leading to an improved physical solubility of the H2S and CO2 in the solvent. Changing the formulation to Sulfinol-M (combining MDEA with sulfolane) allowed for an increase in selectivity of H2S separation over CO2. At that time, these technologies were step changes enabling value to be accessed from contaminated resources previously considered un-processable. Many of the early LNG and gas processing projects benefited from the use of SULFINOL* technology, with greater than 200 applications currently in operation worldwide. Figure 4 shows some of the applications of Shell technology used to access high H2S containing gas reserves.   Amine absorption technology has continued to develop and includes the development of accelerated MDEA solvents, where the chemical stability and CO2 loading capacity of MDEA has been enhanced through the addition of fast reacting components like piperazine. Shell’s version of accelerated MDEA technology is called ADIP-X. This technology is well suited for the efficient and deep removal of CO2 and H2S from natural gasses upstream of LNG plants. Based on proven design practices with these hybrid and accelerated solvents, as well as long-term operational experience, Shell recently developed a second-generation hybrid solvent Sulfinol-X which is ideally suited for the treatment of hard-to-handle gasses[4]. The new technology can be considered for revamps (solvent swaps) in existing plants to increase gas throughput capacity and for the design of new plants. For new plants, it has been shown that simplicity and reliability can be achieved by employing Sulfinol-X, while significantly reducing capital expenditure (CAPEX) when compared with traditional accelerated MDEA line-ups for highly contaminated gasses. Commercial facilities currently utilising Sulfinol-X indicate that the demonstrated advantages and lasting stability are proven. The advantages this solvent brings include separation of H2S, CO2, COS and mercaptans within a single processing step, rather than having to remove those components via molecular sieves and a separate solvent unit. The addition of the sulfolane, replacing part of the water content of the solvent also improves resistance to foaming due to the presence of liquid hydrocarbons in the acid gas removal unit (AGRU). 

 

We have been a pioneer in separation column internals design with calming section and SHELL HIFI* tray designs and significant contributions in packing developments. This development continues with work on SHELL CONSEP* X trays which include cyclonic separators integrated with the contacting trays to allow increased column capacities and smaller, cheaper and lower weight designs. After separation of the acid gasses and other contaminants, the contaminant species need to be utilised to limit their impact on the environment. In the case of H2S the typical route is conversion to elemental sulphur, as the alternative of acid gas injection. CO2 has historically been vented, but increasingly climate change concerns are driving the industry to develop solutions to keep the CO2 out of the atmosphere. Typically H2S is removed via Claus and Shell Claus Off-gas Treating (SCOT*) processes. With this Claus-SCOT process, an overall sulphur recovery efficiency of more than 99.8% can be achieved. This standard line up can be enhanced to meet the increasingly more stringent environmental requirements: a hydrogen sulphide specification of 10 ppmv in the SCOT vent gas can be achieved by using a low concentration of an additive in the solvent. There are more than 180 SCOT units in operation worldwide, including at Caroline, Yellowhammer and Emmen. Despite their maturity, step changes are still foreseen to cope, for example, with low H2S/CO2 ratios and the impact of aromatics and mercaptans. In view of the very large H2S volumes in some fields, novel sulphur recovery concepts are currently in development with the aim to reduce costs significantly, while still meeting product and emission specifications. For post-combustion applications, Shell offers a state of the art amine based technology that achieves bulk CO2 removal. The CANSOLV* CO2 capture process uses an absorbent which is tolerant to SO2 and generates a high purity CO2 gas, with minimal effluents, low solvent degradation and low heat consumption compared to traditional amines. An alternative means for the removal of H2S is the biological desulphurisation process jointly developed with Paques B.V.[5], which integrates gas processing with sulphur recovery in the same process unit. The simple two-step process (as seen in Figure 5 below), involving the contacting of gas with an aqueous solution containing sulphur bacteria in an absorber column, can remove over 99.8% of the H2S. Depending on the pressure, less than 4 parts per million (ppm) H2S is possible in the treated gas. Since virtually all the H2S is turned into elemental sulphur (up to 80 to 100 tonnes per day), there is no need for flaring or incineration of H2S containing off-gasses. This technology, applicable for small natural gas fields, syn gas, smaller refinery gas streams and debottlenecking sulphur recovery units (SRUs), avoids many of the challenges associated with redox chemistry through the non-fouling or hydrophilic nature of the bio-sulphur produced. Utilising reactor units in parallel would lend the process also to treating larger gas streams with a moderate H2S content. The bio-sulphur can then be used directly, without the need for further processing, as a soil improver. The well-proven process, in operation since 2002, has been designed to be easy to operate with limited maintenance requirements and a high on-stream time. Direct treatment of high pressure-gas can lead to significant operator cost savings. This biological desulphurisation process is another example of step change technology. Incremental developments of this technology focus on increasing the single unit capacity beyond the current limit of 80 to 100 t/d by making improvements to the bioreactor design.

 

Alongside the already operational techniques, work is done on future step change technologies for efficient contaminant separation. Examples of these technologies include: • Cryogenic solutions: ü CRYOCELL**, removing CO2 as a solid ü Condensed Contaminant Centrifugal Separation (C3Sep), removing CO2 as a liquid • Membrane separations: ü Molecular sieve membrane (SAPO-34, a stable crystalline inorganic membrane) ü Carbon membranes. These new technologies being developed are aimed at separating in different regions of the phase envelope. The C3Sep technology operates in the vapour-liquid region. The CryoCell technology is designed to operate in the vapour-liquid-solid region and the SAPO membranes operate in the vapour region. The application envelope for Cryocell, C3Sep and SAPO technologies is seen in Figure 8.

Increasingly efficient technologies allow the development of contaminated hydrocarbon resources within the tightening economic and environmental constraints of our industry. These technologies are developed through: ü Continuously pushing the limits of existing technologies such as ADIP*, Sulfinol, SCOT and biological desulphurisation processes. ü The constant exploitation of synergies through clever process integration. ü The development of step out innovative concepts to provide the next suite of differentiating technologies.    

Portfolio Development Since providing the technology for the world’s first commercial liquefaction plant in Algeria in 1964, the portfolio of Shell’s liquefaction technologies has seen continuous development and growth[6]. The current portfolio of liquefaction technologies is seen in Figure 9 below.  

Typically, LNG train capacities have increased over time in order to capture the advantages of economies of scale. In the “mega train” range of over 6 million tonnes per annum (mtpa), Shell has developed the next generation of LNG technology; a parallel mixed refrigerant (PMR)[7] liquefaction process based on propane mixed refrigerant (C3-MR) or DMR technology which is fully scalable between 6 and 11 mtpa. With PMR, gas flows through two simultaneous, parallel cooling cycles that can boost the maximum capacity of a single processing unit up to 11 mtpa depending on the choice of gas turbine drivers. These technologies are based on well proven spool-wound heat exchangers in pre-cool and liquefaction cycles, combined with proven rotating equipment without requiring further scale-up. Three General Electric (GE) Frame 7 machines (or equivalent) can be installed to produce up to 8.5 mtpa; a step-up to three GE Frame 9 machines (or equivalent) can be employed to produce up to 11 mtpa. The parallel line-up improves the overall reliability and availability of the train, further lowering the technology risk. Production can continue at 60 percent capacity if one of the parallel cycles is shut down. With the world now calling for more energy and less carbon dioxide, the implication of emerging carbon markets on the gas industry and the push for the greener designs is obvious. The PMR process achieves a high liquefaction efficiency through the use of two very efficient refrigeration cycles. The parallel line-up also reduces the pressure drop in the system, which further helps improve efficiency. Another advantage is the absence of a third cycle (typically present in other mega-scale designs) with associated efficiency losses due to temperature approaches in the cooling of the third cycle refrigerant. The PMR design incorporates the full utilisation of waste heat from the gas turbine exhausts which increases plant efficiency and reduces the specific CO2 emissions with respect to a conventional LNG plant design[8]. Comparison of different megatrain processes for similar conditions and design premises has shown that the Shell PMR process has an efficiency that is up to 10%[9] better than alternative processes. Building on the mega LNG train development and considering the 163 presently discovered gas fields between 5-50 trillion cubic feet (tcf)[10], suitable for 3 to 6 mtpa designs, we have developed a next generation large LNG train[11] design in this size range based on its well-established C3-MR liquefaction process, the current workhorse of the industry. Around 20 different refrigeration compressor drivers and heat and power co-generation options were compared and contrasted based on costs, CO2 emissions, project and technology risk, simplicity and operational flexibility. The effect of main equipment constraints on the design efficiency and the capacity has been studied and the merits of using heavy-duty gas turbines versus aeroderivative gas turbines as mechanical drive have been evaluated. The new LNG train design offers simplicity, high efficiency and low CO2 emissions at competitive cost whilst the concept remains fully scalable between 3 to 6 mtpa. By applying two well established heavy duty gas turbines (e.g. Frame 7s or Frame 9s) as the propane and mixed refrigerant compressor drivers in combination with waste heat recovery steam generators (HRSGs) to produce steam for (shaft) power generation, increases the efficiency of a plant considerably. The integration of the liquefaction and the utilities means that the electrical power plant can be kept to a minimum size and no gas turbine generators (GTGs) are required in the power plant, only steam turbine generators (STGs). This reduced the installed spare power generation equipment significantly. A move away from traditional heavy-duty gas turbines could be to employ aeroderivative gas turbines as the compressor drivers. Aeroderivative machines have a higher fuel efficiency than heavy-duty machines and therefore no steam systems are required to achieve good CO2 performance. In addition, the power plant can be run on aeroderivative gas turbines, further improving the efficiency of the plant. However, the power output of aeroderivative machines is more sensitive to ambient temperature swings than for heavy-duty gas turbines. This results in a significant drop in LNG production at high ambient temperatures. Moreover, the shaft power drop of the gas turbine can be so much that the propane compressor can run off its operating curve during large ambient temperature swings (the compressor is too large for the remaining gas turbine power available). A way to compensate for this effect is to oversize the gas turbine driver for the propane compressor (undersize the propane compressor) at average ambient conditions. The excess power can then be used at hot ambient conditions. Another way to compensate for this effect is by employing inlet air chilling of the gas turbine/s by using a chilled water/glycol loop. These energy efficient options give approximately a 25 to 30% reduction in CO2 emissions from fuel per ton of LNG compared with currently installed and running designs (open cycle, heavy duty configurations). CO2 emissions from fuel from open cycle heavy duty configurations can be improved by approximately 8 to 9% by simply applying more efficient aeroderivative gas turbines in the power plant. Shell’s single mixed refrigerant (SMR)[12] process is based around one gas turbine and compressor with multiple spool wound (or plate-fin) heat exchangers. The single mixed refrigerant is used at two or more different pressure levels both for the pre-cooling as well as liquefaction of natural gas. Scaling the process with production capacities ranging from 0.5 to 3.3 mtpa can be realised easily by selection of the appropriate gas turbine. The smaller scale concept is of course driving against the economy of scale rules, but has a lower market acceptance threshold.

Flexibility in Location and a Project of “Firsts”– Sakhalin II 

The Sakhalin II development has been hailed as the pride of the energy industry. Not only is it a world-class export-oriented integrated oil and gas project, the sub-Arctic conditions lead to one of the most complex and challenging engineering feats ever attempted. The Sakhalin II team pioneered many new technologies and business solutions to overcome those obstacles, and along the way, a number of engineering records were broken[13]. At the heart of the Sakhalin II development is Russia’s first LNG production plant (shown in Figure 10), consisting of two LNG trains, together capable of processing gas to produce a total of 9.6 mtpa of LNG and the offshore export terminal. Indeed Sakhalin can be considered to be a project of many “firsts”, not just in terms of Russia’s first LNG plant. The offshore oil platform Molikpaq was the first to be installed on the Russian shelf – and has just completed its ninth production season. The Lunskoye-A and Piltun-Astokhkoye- B (PA-B) platforms are also the first of their type to be installed on the shelf. Another “first” was the opportunity for customers in the Asia-Pacific markets to access Russian gas. Shell developed the proprietary DMR process, a two-stage liquefaction process, specifically to help cope with and even exploit the varying ambient temperature of Sakhalin. The swing from negative 25 to positive 25 °C between the winter and summer months required a liquefaction technology that could be seasonally optimised and adjusted. Increasing the proportion of propane creates a heavier refrigerant mix for the first cycle in the summer months, which cools gas to -40°C, while adding ethane yields a lighter mix for winter, cooling gas to -65°C. Traditional C3-MR pre-cooling cannot be adjusted in this way and is best suited to large-scale plants in equatorial conditions. Sakhalin II uses 6% less energy than similar facilities based on C3-MR technology in the Middle East and 9% less energy than a C3-MR plant in the Far East. The DMR process hence reduces the amount of natural gas used to run gas turbines by taking advantage of low ambient temperatures for cooling, and the “saved” gas can be processed into more LNG. Additionally, waste heat generated by the liquefaction process is used as a heat source in the gas-treating unit. This integrated approach minimises CO2 emissions and improves energy efficiency. Prior to shipping the LNG, it is run down and stored in two insulated storage tanks. The sub-Arctic conditions required the installation of electrical heating elements beneath the tanks to warm the ground in order to prevent freezing. The two tanks were also designed not to collapse or leak even in the case of an earthquake measuring 7.5 on the Richter Scale. The tanks are fixed to their reinforced concrete foundations to limit motion. The first LNG train started up in March 2009. Shell’s “FLAWLESS* Start-Up Initiative” (FSI) was employed, resulting in no unplanned production trips in the first five weeks of operation. The FSI process is based on early identification of potential flaws in plant and equipment during start-up and putting tools and activities in place to help mitigate the numbers and effects of those flaws. It is a rigorous quality execution programme that ensures a project delivers in a number of identified critical success areas by meeting or exceeding agreed Key Performance Indicators (KPIs). KPIs might include ‘clean’, ‘dry’, ‘integrity and operability’. Between 1999 and 2009, fifteen LNG trains were started up using the Flawless initiative. Practically all of the LNG from Sakhalin II has been sold under long-term contracts of twenty years or more to supply customers in the Asia-Pacific region and North America. The first LNG cargo left the Prigorodnoye port in March bound for the Sodegaura terminal in Tokyo Bay. The project, which brought together Russian and international expertise to overcome the formidable challenges, provides a potential model for similar collaboration in unlocking much needed reserves in Arctic regions.

 Offshore LNG Production Floating LNG solutions support our strategic ambition to maintain or grow market share in the LNG business. They are particularly well suited to tap into difficult-to-reach or smaller scale reserves to monetise gas from offshore and close-to-shore fields. As such, they are complementary to conventional on shore LNG. For Shell’s generic Floating LNG (gFLNG), which is generally more suitable for distant offshore fields, challenges posed by variable met-ocean conditions and the dynamic motion environment had to be surmounted. The key dimensions of Shell’s gFLNG concept are approximately 450 metres x 75 metres, with about 3.5 mtpa LNG capacity plus associated LPG and condensate production, taking total liquid production potential to around 5 mtpa. Shell’s philosophy of “design one, build many” makes gFLNG suitable for a wide range of feed compositions and metocean conditions. In addition to designing a floating unit capable of receiving, processing and liquefying natural gas, a suitable LNG transfer system allowing for LNG off-loading must be incorporated. The concept depicted in Figure 11 shows the current, proven side-by-side offloading solution. A future innovation in transfer technology could result from work being undertaken closely with joint industry partners on the feasibility of tandem off-loading systems. In harsh dynamic motion environments, tandem off-loading could result in increased availability. Complementing the gFLNG, we have a solution for customers who are holders of more modest gas reserves. The Shell Floating, Liquefaction, Storage and Off-loading (FLSO*), which is best suited for smaller LNG production rates of around 2 mtpa, is unique and proprietary to Shell. FLSO creates synergies with existing onshore infrastructure and allows domestic gas supplies in addition to LNG exports. The portfolio of gas monetisation solutions can either co-exist with LNG from inception, or the mix can be changed flexibly as domestic and international gas markets evolve. Also, FLSO is adaptable to a changing gas resource base and can be redeployed to respond flexibly to future options. Operational Excellence 

Next to design and construction, a plant is supposed to be operated safely and profitably over its entire lifetime. In order to manage those risks we have developed a framework to provide integrated best practices in asset management in gas and LNG plants by aligning processes, people and tools. It is called Gas-GAME[14], which stands for Global Asset Management Excellence for Gas sites. The gas-GAME business modules are: ü Maintenance Execution (ME) ü Reliability Centered Maintenance (RCM) ü Equipment Integrity (EI) ü Instrumented Protective Functions (IPF) ü Ensure Safe Production (ESP)* ü Turnarounds (TA) ü Contracting & Procurement (CP) ü Strategy and Asset Information Management (SAIM) ü Competency Management (CF) ü Site Management Systems (SMS) ü Process Safety (PS) Each of these modules consists of further modules with specific purposes. Fig 12 shows the next level of the ESP (Ensure Safe Production) module. An example of implementation of the ESP module is at one particular Shell advised site that was experiencing a high number of operating alarms on its control system. Panel operators were consequently drowned in regular alarm floods, which sometimes made it difficult to recognise critical alarms and define a proper response. Initial results have shown that the operating window is much better defined; a 40 to 90% alarm reduction in the utilities area; and that communication during shift handover has been improved. The programme is aligned across various operating companies and has now been rolled out globally across LNG and NGL plants both internally within Shell as well as across Shell-advised plants. The benefits arise from standardised and simplified business processes and are realised through increased process safety, increased reliability and availability (improved margins) and cost reduction. Another area where development is done in support of operational excellence is automation. One example is a new technology for the automated cool-down of the main cryogenic heat exchanger (MCHE). The technology addresses the problem of bundle tube leaks in MCHEs and reduces the risk of leak formation during cool-down by automatically cooling down the MCHE in a controlled way and at the most efficient average rate. It leads to rapid start-up and less flaring or venting, while operating closer to performance limits. Therefore, it increases reliability and availability of the LNG train. At another Shell advised plant, the process resulted in a 60% reduction in the severity of excursions outside the recommended ranges for the rate of temperature change and the temperature difference, which lessened the likelihood of tube leaks caused by temperature shocks. The automated cool-down was also two to three hours faster than the manual procedure (as shown in Figure 13) so LNG production was faster and, consequently, the amount of venting during the shut-down period was reduced. 

Conclusions 

Successful innovation in LNG requires a thorough understanding of the value chain from gas production to market delivery and of the project development phases from identification through to operation, rejuvenation and finally retirement. This understanding allows clear identification and prioritisation of challenges that can be overcome by innovation. Through the identify, develop, deploy and operate cycle, innovation continues to add benefit to our industry. Shell is involved in all parts of the LNG Value chain and has contributed to step change and incremental innovation over the industry’s 45 year history. The structured approach applied to developing innovative solutions to LNG’s current challenges means the LNG industry will continue to benefit from innovation as it evolves to meet the energy needs of future generations.    

References [1] Woodside Petroleum, 1st May 2009 [2] C. Groothuis et al. “Changing the LNG Game”, LNG 13 (2001) [3] H. Grootjans et al. “Liquefying a stream enriched in methane”, US Patent, No. 6370910 (2002) [4] D. L. Nikolic, et al. “Hard-to-handle-gasses?”, Hydrocarbon Processing (2009) [5] G. van Heeringen et al. “Shell-Paques desulphurisation process matured into breakthrough technology”, Hydrocarbon World (2008) [6] P. Bosma et al. “Liquefaction technology; developments through history”, 1st Annual Gas Processing Symposium (2009) [7] B. Pek et al. “Large capacity LNG plant development”, LNG 14 (2004) [8] S. Kaart et al. “A novel design for 10 – 12 mtpa LNG trains”, LNG15 (2007) [9] J. van de Graaf et al. “Large capacity LNG trains, the Shell parallel mixed refrigerant process”, LNG Review (2005) [10] A. Flower, "Are medium-scale liquefaction plants a solution to future LNG supply shortages", LNG Focus, issue 14 (2007) [11] S. van de Lisdonk et al. “Next generation on-shore LNG plant designs”, LNG16 (2010), pending [12] Klein Nagelvoort et al. “Cooling a fluid stream”, Patent No. EP0821778 B1 (2001) [13] W. Dam et al. “Engineering design challenges for the Sakhalin LNG project”, GPSA (2001) [14] K. den Bakker, “Non-stop LNG operation”, IGU (2009)   * is a Shell Trademark ** is a Trademark   The companies in which Royal Dutch Shell plc directly and indirectly owns investments are separate entities. In this publication the expressions “Shell”, “Group” and “Shell Group” are sometimes used for convenience where references are made to Group companies in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Group companies in general or those who work for them. These expressions are also used where there is no purpose in identifying specific companies.

Analisi HYSYS : Perubahan Discharge Kompresor

I. Analisis Perubahan Tekanan Discharge Kompresor

Peningkatan tekanan pada discharge kompresor menyebabkan kenaikan temperature pada stream inlet kondenser. Hal ini dikarenakan kenaikan tekanan pada discharge mengakibatkan kenaikan jumlah massa refrigerant yang harus dikompresikan oleh kompresor seluruh system. Dengan kata lain beban kerja kompresor menjadi bertambah besar sehingga temperature discharge kompresor meningkat. Selanjutnya kenaikan temperature pada discharge kompresor menyebabkan kenaikan temperature inlet pada condenser. Naiknya temperature pada condenser akhirnya mempengaruhi temperature pada evaporator yang kemundian juga naik. Berubahnya nilai temperature evaporator mengakibatkan perubahan terhadap besarnya kalor yang diserap oleh evaporator dari condenser. Kapasitas refrigerasi merupakan fungsi dari aliran masa dan efek refrigerasi. Tetapi kenaikan besarnya kapasitas refrigerasi ternyata lebih dipengaruhi oleh laju aliran massa.            

Diagram diatas adalah ilustrasi dari perbandingan perbedaan tekanan dengan asumsi pressure drop neglected, fase refrigerant yang keluar dari condenser telah berfase cair. Jika digambarkan pada PH diagram dapat terlihat jika semakin rendah nilai tekanan maka efek refrigerasi semakin besar. Beberapa plotting pada beberapa siklus refrigerasi pada PH diagram menunjukkan beberapa hal diantaranya semakin rendahnya tekanan maka efek refrigerasi (A) yang dapat dihasilkan pun semakin besar; temperature discharge, condenser dan suction pun mengalami penurunan. Sedangkan untuk kerja kompresor (B) dapat terlihat bahwa semakin rendah tekanannya semakin besar nilai kerja kompresor yang dibutuhkan. Dengan menurunnya tekanan maka garis A akan semakin panjang atau efek refrigerasi semakin besar naming diikuti dengan garis B yang semakin melebat ke kanan atau kerja kompresor yang semakin besar. Sehingga, dapat dikatakan bahwa semakin tingginya nilai tekanan discharge pada kompresor menyebabkan besarnya duty kompresor yang semakin naik. Besarnya duty kompresor tersebut berpengaruh terhadap power yang harus di supply untuk dapat melakukan siklus refrigerasi dalam pendinginan dan pencairan gas alam. Semakin besarnya tekanan tapi menghasilkan produk dengan jumlah yang sama menyebabkan proses berjalan tidak efisien. Dimana input dan output yang didapatkan tidak sebanding. Sebaliknya jika tekanan pada discharge kompresor terlalu kecil akan menyebabkan temperature cross. Dimana refrigerant yang seharusnya temperaturenya lebih rendah menjadi lebih tinggi sehingga tidak bisa melakukan fungsinya sebagai pendingin. Sehingga diperlukan beberapa kali percobaan input data tekanan discharge kompresor untuk mendapatkan efisiensi yang tinggi dan tidak terjadi temperature cross untuk menentukan tekanan yang beroperasi secara optimum dalam proses pendinginan dan pencairan gas alam melalui simulasi hysys.                

II. Analisa COP

COP merupakan fungsi dari kapasitas refrigerasi dan kerja kompresor. Sedangkan kerja kompresor sendiri dipengaruhi oleh tekanan discharge kompresor. Semakin besar tekanan discharge kompresor maka kerja kompresor akan semakin besar. Semakin besar kerja kompresor maka nilai COP akan semakin kecil. Jika definisi COP adalah efek pendinginan yang termanfaatkan dibandingkan terhadap kerja yang harus kita berikan, maka sudah pasti kita berharap COP yang dipunyai dari sistem kita adalah sebesar-besarnya. Diketahuinya nilai COP dapat menjadi suatu pertimbangan bagi konsumen untuk mengoperasikan alat yang ada. Apabila ingin melakukan penghematan daya listrik sebaiknya mengoperasikan pada keadaan COP tertinggi tetapi bila yang diinginkan adalah nilai temperature evaporasi untuk menjaga suatu produk maka sebaiknya dioperasikan pada tekanan rendah yang dapat mencapai nilai temperature evaporasi paling rendah.   Untuk lebih lengkapnya download hysys analisis  

Small Scale LNG Developments

Small scale LNG developments

With a little over a year to go before the tightening of maritime emission controls in northern Europe and North America, the momentum behind LNG as a marine fuel is going from strength to strength.

There is a multitude of prospective market participants at each part of the LNG marine supply chain. While many still have a way to go to firm up their market positions, some Scandinavian companies are building on their first mover status and setting a blueprint for the wider industry.

While there will always be some geographic specificities, the challenges these companies are overcoming will be echoed across all emerging LNG bunker markets.

LNG bunker developments are happening. Deals are being done. The pace of development will be gradual but the wave is building and the signs for a large market are there.

Europe blazes small scale LNG trail

From the multiple islands off the coast of Japan to the vast land mass across North America, there is increasing interest in the opportunities from emerging small scale LNG supply chains.

Whereas niche small scale LNG demand has been present in various isolated scenarios for some time, the forthcoming maritime emission regulations in northern Europe and North America are driving an anticipated step-change in the global small scale outlook.

The worldwide potential for LNG as a marine fuel could potentially reach more than 30 milion tpa by 2025, according to Paris-based integrated energy supplier GDF SUEZ, placing this specific aggregated 'small scale' segment on a par with the combined amount of LNG imported by China and India last year.

While bullish forecasts of the size of the market come with a series of disclaimers, not least due to the predominant 'wait-and-see' attitude of most prospective market participants, the opportunities for infrastructure investors and traders are both numerous and fraught with risks.

Tightening legislative controls of sulfur content in marine fuels in Europe and North America to 0.1% from 1% from the start of 2015 are setting the scene for LNG as a marine fuel to compete directly with refined fuel oil bunkers.

Additionally, a 0.5% sulfur limit - set to be rolled out globally by 2020 - means this demand is unlikely to be confined to these regions.

Low natural gas hub prices in Europe and North America compared with global LNG levels, coupled with high fuel oil prices, help counterparties on both sides of the negotiating table for LNG bunkering gain sufficient margins to close deals. It is in these regions that LNG as marine fuel are starting to take off.

The small but growing pool of LNG bunker projects in North America and northern Europe are seen as a blueprint for others. However, in Europe, like elsewhere, a series of challenges are being dealt with to varying degrees of success.

Economies of scale

One of the challenges involves adapting facilities and cost structures designed to cater solely for conventional LNG trade to the small scale trade.

The €750 000 (US$ 1.01 million) fixed cost of a berthing slot at Zeebrugge, for instance, is the same regardless of the vessel size.

This could be justifiable when a company is importing or re-exporting a conventional cargo, but with a 7500 m³ vessel it becomes cost prohibitive.

While Zeebrugge and Gate have proved the technical possibilities to berth small scale vessels, the terminals are improving the cost involved by specifically designing break-bulk facilities for the small scale trade.

In October, Zeebrugge started construction of a second jetty to accommodate ships as small as 2000 m³ from 2015 onwards. Zeebrugge capacity holder GDF SUEZ has been awarded with the additional berthing and long-term storage capacity associated with the new jetty, which it intends to use to reload small LNG carriers, such as LNG feeders and LNG bunkering vessels.

Insufficient firm commitments thus far, however, have prevented the Gate LNG terminal from sanctioning its planned break-bulk infrastructure.

Gate, nonetheless, has both imported and re-exported small scale volumes in September using its existing conventional-sized jetty and will continue to do so until a new small scale jetty is sanctioned.

Current berthing slots at Gate are more competitive than at Zeebrugge, according to market sources, underscoring the success of AGA Gas in securing two small scale LNG supply contracts from Gate LNG capacity holders. The first was with Dutch utility Eneco announced over the summer, beginning with a three-cargo string in September.

The second, which is in the final stages of negotiations, would see AGA Gas start receiving more volumes from Gate starting from 1 July 2014 from another capacity holder. Bank of America Merrill Lynch has previously said it has a supply agreement with a Scandinavian buyer starting in 2014 for which it has sourced Gate LNG volumes and sub-chartered a small scale LNG vessel.

The second supply agreement from Gate was concluded at a 100% TTF hub index price formula, ICIS understands, similar to the Eneco arrangement and comes in addition to a previous oil indexed small scale agreement that AGA Gas has with Norwegian small scale supplier Skangass.

The fixed premium to TTF would cover storage, berthing slots and LNG mark-up and is thought to be greater than US$ 2 - 3/ million Btu in total. The mark-up involved in any re-exports from Gate has to cover the initial purchase costs of the LNG into Gate, which can already be at above the hub price, a trading source added.

Written by Ludovic Aldersley, Global LNG Markets Deputy Editor, ICIS.
Edited by Callum O'Reilly
Published on 15/11/2013
Source : http://www.lngindustry.com/news/special-reports/articles/Small_scale_LNG_developments_446.aspx#.U3RJTLEqt2F

Small scale LNG developments (part two)

Demand clusters needed

The opening up of Gate to small scale business does not just reflect demand to source LNG from Gate, it has also allowed Skangass the opportunity to use the terminal as a supplementary storage base for its own liquefaction volumes from Risavika.

Skangass delivered five cargoes on board the 16 000 m³ Coral Energy between July and October, according to Gate LNG. The company has a number of regional customers and is set to increase its delivery schedule with the start-up of its fully owned receiving terminal in Lyeskil, western Sweden, in 2014 where it has sold 200 000 tpy - or two thirds of its Risavika production - to local refiner Preem. A source said the extra storage space at Gate would enable Skangass to accommodate its peak deliveries. Skangass has also been looking at buying volumes not just from Gate, but also from the Snohvit plant.

While another Swedish import project in Gothenburg is also progressing towards its final investment decision (FID), political momentum is strengthening behind a string of three to five small scale projects in Finland.

The storage capacities of the Finnish receiving terminals are understood to range from 10 000 m³ to 370 000 m³, although there would be scope for expansions as more gas-intensive activity develops. With the demand for small scale LNG often due to a lack of pipeline infrastructure, the receiving terminals need to be adjacent to a company that can take the baseload boil-off capacity while the rest of the LNG is re-packaged and sold elsewhere.

“Logistically it has to be quite a tight operation,” one terminal owner said.

Different demand clusters are needed throughout the supply chain to ensure sufficient offtake at every step along the process.

While Scandinavian demand is slowly taking shape, there are still missing parts of the supply chain, with a lack of investment in feeder vessels as a particular cause for concern. At US$ 20 million, feeder vessels are seen as expensive, and without a basket of customers to make use of the vessel, it becomes difficult to justify that investment, sources said.

Stop-gap trucking measures

With 40 vessels under construction to take LNG as a fuel, but hardly any feeder vessels to provide those bunkers, trucks are considered as capable of filling part of the void, but not for all vessel types, according to shipping consultant David Bull.

Although trucks are currently used to load LNG bunkers onto small vessels, the most efficient way of providing bunkers to large vessels such as ferries or containerships is via a ship-to-ship transfer. The transfer time is commercially important as ferries in particular need quick turnarounds in port. Truck-to-ship transfers can be conducted at a versatile number of locations, but if more than five truck loads are needed to fill a vessel, the manoeuvre starts to lose its commercial viability, Bull said.

Part of the break-bulk ambitions of the Gate LNG terminal include truck-loading services, with requests for proposals due in the first quarter of 2014. Zeebrugge already offers the service and expects to load around 500 trucks this year, an increase from 300 in 2012 and 65 in the previous year, according to terminal operator Fluxys.

In a bid to secure yet more trucking business - given it is still a long way from its 4000/year or 15/day capacity - the operator has now decided to offer a more flexible service in an auction for 2014 and 2015 truck capacity ending on 7 November. Whereas trucks were previously only able to load from 09:00-17:00 hours local time on weekdays, the company said the service from next year will be available 24/7.

GDF SUEZ has a 12-year agreement with Shell Gasnor to supply it with 7.5TWh (500,000 tonnes per annum) from Zeebrugge on board trucks that started in January 2013. In most of Europe, trucks cannot legally carry more than 24 t, or approximately 55 m³, at a time.

Global appetite

There are signs that the critical minimum of investment in the supply chain will not be ready in Europe by 2015 to warrant the 4.3 million tpy base-case projection to 2020 of an EU-funded study last year.

Speaking at a recent conference in Rotterdam, Andrew Clifton of the Society for Gas as a Marine Fuel, indicated a standardised set of rules and regulations on the subject known as the IGF code will now not come into force before July 2017 at the earliest.

He added the interim guidelines are not mandatory and that “many major issues” are yet to be agreed on, reiterating earlier concerns on the discrepancies in the timelines of regulators.

Outside of Europe, Singapore in particular is keen to rapidly develop its attributes as an LNG hub and has started work on assessing how to best offer LNG bunkering.

Most LNG bunkers will only be used inside ECAs until global regulations tighten, but buyers such as the United Arab Shipping Co. (UASC) that are aiming to deploy LNG ready vessels from Asia to Europe from late 2014, would be interested in taking LNG bunkers before entering ECAs. UASC has placed a US$ 2 billion order for 10 large 'LNG-ready' containerships, which when in LNG bunker mode would likely consume much more than any current ship on the water, according to Bull.

Written by Ludovic Aldersley, Global LNG Markets Deputy Editor, ICIS.
Edited by Callum O'Reilly
Published on 18/11/2013
Source : http://www.lngindustry.com/news/special-reports/articles/Small_scale_LNG_developments_part_two_447.aspx#.U3RJS7Eqt2F

Evaporator

 

EVAPORATOR

OPERASI TEKNIK KIMIA : II

Oleh :

MELLY CHANDRA FRAYEKTI

6512010015

PROGRAM STUDI DIII TEKNIK PENGOLAHAN GAS

LNG ACADEMY

PT BADAK LNG – POLITEKNIK NEGERI JAKARTA

 

Pendahuluan

1. I. Latar Belakang

Evaporator merupakan salah satu alat yang banyak digunakan di industri kimia untuk memekatkan suatu larutan. Peristiwa yang terjadi pada proses di evaporator adalah evaporasi. Sedangkan pengertian evaporasi sendiri merupakan proses perubahan molekul yang memiliki fasa cair dengan spontan menjadi fasa gas. Proses ini adalah kebalikan dari kondensasi. Aplikasi dari evaporasi pun sangat bermacam-macam. Hampir seluruh proses di industri menggunakan prinsip evaporasi sebagai salah satu proses yang ditempuh untuk menghasilkan suatu produk. Salah satunya, PT Badak LNG yang merupakan salah satu perusahaan dalam bidang migas khususnya LNG kelas dunia ini pun juga menggunakannya. Proses evaporasi ini salah satu proses yang sangat penting dalam proses pencairan gas alam menjadi LNG. Mulai dari proses dari Plant-1 yang merupakan unit CO₂ removal hingga siklus refrijerasi yang merupakan salah satu kunci penting dalam pendinginan dan pencairan gas alam terdapat proses evaporasi sebagai salah satu proses dari siklus tersebut.  

1. II. Rumusan Masalah
   1. Apa yang dimaksud dengan evaporasi?
   2. Apa yang dimaksud dengan evaporator?
   3. Bagaimakah prinsip kerja dari evaporator?
   4. Apa saja kah tipe-tipe dari evaporator?
   5. Bagaimana rangkaian peralatan dari evaporator?
   6. Apa sajakah aplikasi dari evaporator?

 

1. III. Tujuan
   1. Untuk mengetahui dasar teori mengenai evaporasi.
   2. Untuk mengetahui dasar teori mengenai evaporator.
   3. Untuk mengetahui tentang prinsip kerja dari evaporator.
   4. Untuk mengetahui tipe-tipe dari evaporator.
   5. Untuk mengetahun rangkaian peralatan dari evaporator.
   6. Untuk mengetahui aplikasi dari evaporator.

                               

Pembahasan

1. I. Dasar Teori

Evaporasi merupakan suatu proses penguapan sebagian dari pelarut sehingga didapatkan larutan zat cair pekat yang konsentrasinya lebih tinggi. Tujuan dari evaporasi itu sendiri yaitu untuk memekatkan larutan yang terdiri dari zat terlarut yang tak mudah menguap dan pelarut yang mudah menguap. Dalam kebanyakan proses evaporasi , pelarutnya adalah air. Evaporasi tidak sama dengan pengeringan, dalam evaporasi sisa penguapan adalah zat cair, kadang-kadang zat cair yang sangat viskos, dan bukan zat padat. Begitu pula, evaporasi berbeda dengan distilasi, karena disini uapnya biasanya komponen tunggal, dan walaupun uap itu merupakan campuran, dalam proses evaporasi ini tidak ada usaha untuk memisahkannya menjadi fraksi-fraksi. Biasanya dalam evaporasi, zat cair pekat itulah yang merupakan produk yang berharga dan uapnya biasanya dikondensasikan dan dibuang. Proses evaporasi terdiri dari dua peristiwa yang berlangsung :

1. Interface evaporation, yaitu transformasi air menjadi uap air di permukaan tanah. Nilai ini tergantung dari tenaga yang tersimpan.
2. Vertikal vapour transfers, yaitu perpindahan lapisan yang kenyang dengan uap air dari interface ke uap (atmosfer bebas).

  Besar kecilnya penguapan dari permukaan air bebas dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu:

1. Kelembaban udara (semakin lembab semakin kecil penguapannya)
2. Tekanan udara
3. Kedalaman dan luas permukaan, semakin luas semakin besar penguapannya
   1. Kualitas air, semakin banyak unsur kimia, biologi dan fisika, penguapan semakin kecil.
   2. Kecepatan angin
   3. Topografi, semakin tinggi daerah semakin dingin dan penguapan semakin kecil
   4. Sinar matahari
   5. Temparatur

Evaporasi dapat diartikan sebagai proses penguapan daripada liquid (cairan) dengan penambahan panas (Robert B. Long, 1995). Panas dapat disuplai dengan berbagai cara, diantaranya secara alami dan penambahan steam. Evaporasi didasarkan pada proses pendidihan secara intensif, yaitu : - Pemberian panas ke dalam cairan. Makin tinggi pressure makin besar panas yang dibutuhkan jadi pressure perlu diturunkan untuk mendapatkan kondisi operasi yang optimal. - Pembentukan gelembung-gelembung (bubbles) akibat uap. Peristiwa bubbling yaitu terbentuknya nukleat sebagai awal pembentukan gelembung. - Pemisahan uap dari cairan.   Evaporasi atau penguapan juga dapat didefinisikan sebagai perpindahan kalor ke dalam zat cair mendidih (Warren L. Mc Cabe, 1999). Perbedaan evaporasi dengan proses lain adalah:

• Evaporasi dengan pengeringan.

Evaporasi tidak sama dengan pengeringan, dalam evaporasi sisa penguapan adalah zat cair – kadang-kadang zat cair yang sangat viskos – dan bukan zat padat. Perbedaan lainnya adalah, pada evaporasi cairan yang diuapkan dalam kuantitas relatif banyak, sedangkan pada pengeringan sedikit.

• Evaporasi dengan distilasi.

Evaporasi berbeda pula dari distilasi, karena uapnya biasa dalam komponen tunggal, dan walaupun uap itu dalam bentuk campuran, dalam proses evaporasi ini tidak ada usaha unutk memisahkannya menjadi fraksi-fraksi. Selain itu, evaporasi biasanya digunakan untuk menghilangkan pelarut-pelarut volatil, seperti air, dari pengotor nonvolatil. Contoh pengotor nonvolatil seperti lumpur dan limbah radioaktif. Sedangkan distilasi digunakan untuk pemisahan bahan-bahan nonvolatil.

• Evaporasi dengan kristalisasi.

Evaporasi lain dari kristalisasi dalam hal pemekatan larutan dan bukan pembuatan zat padat atau kristal. Evaporasi hanya menghasilkan lumpur kristal dalam larutan induk (mother liquor). Evaporasi secara luas biasanya digunakan untuk mengurangi volume cairan atau slurry atau untuk mendapatkan kembali pelarut pada recycle. Cara ini biasanya menjadikan konsentrasi padatan dalam liquid semakin besar sehingga terbentuk kristal.   Faktor-faktor yang mempengaruhi percepatan evaporasi antara lain :

1. Suhu; walaupun cairan bisa evaporasi di bawah suhu titik didihnya, namun prosesnya akan cepat terjadi ketika suhu di sekeliling lebih tinggi. Hal ini terjadi karena evaporasi menyerap kalor laten dari sekelilingnya. Dengan demikian, semakin hangat suhu sekeliling semakin banyak jumlah kalor yang terserap untuk mempercepat evaporasi.
2. Kelembapan udara; jika kelembapan udara kurang, berarti udara sekitar kering. Semakin kering udara (sedikitnya kandungan uap air di dalam udara) semakin cepat evaporasi terjadi. Contohnya, tetesan air yang berada di kepingan gelas di ruang terbuka lebih cepat terevaporasi lebih cepat daripada tetesan air di dalam botol gelas. Hal ini menjelaskan mengapa pakaian lebih cepat kering di daerah kelembapan udaranya rendah.
3. Tekanan; semakin besar tekanan yang dialami semakin lambat evaporasi terjadi. Pada tetesan air yang berada di gelas botol yang udaranya telah dikosongkan (tekanan udara berkurang), maka akan cepat terevaporasi.
4. Gerakan udara; pakaian akan lebih cepat kering ketika berada di ruang yang sirkulasi udara atau angin lancar karena membantu pergerakan molekul air. Hal ini sama saja dengan mengurangi kelembapan udara.
5. Sifat cairan; cairan dengan titik didih yang rendah terevaporasi lebih cepat daripada cairan yang titik didihnya besar. Contoh, raksa dengan titik didih 357°C lebih susah terevapporasi daripada eter yang titik didihnya 35°C.

  Evaporator adalah sebuah alat yang berfungsi mengubah sebagian atau keseluruhan sebuah pelarut dari sebuah larutan dari bentuk cair menjadi uap. Evaporator mempunyai dua prinsip dasar, untuk menukar panas dan untuk memisahkan uap yang terbentuk dari cairan. Evaporator umumnya terdiri dari tiga bagian, yaitu penukar panas, bagian evaporasi (tempat di mana cairan mendidih lalu menguap), dan pemisah untuk memisahkan uap dari cairan lalu dimasukkan ke dalam kondenser (untuk diembunkan/kondensasi) atau ke peralatan lainnya. Hasil dari evaporator (produk yang diinginkan) biasanya dapat berupa padatan atau larutan berkonsentrasi. Larutan yang sudah dievaporasi bisa saja terdiri dari beberapa komponen volatil (mudah menguap). Evaporator biasanya digunakan dalam industri kimia dan industri makanan. Pada industri kimia, contohnya garam diperoleh dari air asin jenuh (merupakan contoh dari proses pemurnian) dalam evaporator. Evaporator mengubah air menjadi uap, menyisakan residu mineral di dalam evaporator. Uap dikondensasikan menjadi air yang sudah dihilangkan garamnya. Pada sistem pendinginan, efek pendinginan diperoleh dari penyerapan panas oleh cairan pendingin yang menguap dengan cepat (penguapan membutuhkan energi panas). Evaporator juga digunakan untuk memproduksi air minum, memisahkannya dari air laut atau zat kontaminasi lain. Evaporator adalah sebuah alat yang berfungsi mengubah sebagian atau keseluruhan sebuah pelarut dari sebuah larutan dari bentuk cair menjadi uap. Evaporator mempunyai dua prinsip dasar, yaitu untuk menukar panas dan untuk memisahkan uap yang terbentuk dari cairan. Evaporator umumnya terdiri dari tiga bagian, yaitu penukar panas, bagian evaporasi (tempat di mana cairan mendidih lalu menguap), dan pemisah untuk memisahkan uap dari cairan lalu dimasukkan ke dalam kondensor (untuk diembunkan/kondensasi) atau ke peralatan lainnya. Hasil dari evaporator (produk yang diinginkan) biasanya dapat berupa padatan atau larutan berkonsentrasi. Larutan yang sudah dievaporasi bisa saja terdiri dari beberapa komponen volatile (mudah menguap). Evaporator biasanya digunakan dalam industri kimia dan industri makanan. Pada industri kimia, contohnya garam diperoleh dari air asin jenuh (merupakan contoh dari proses pemurnian) dalam evaporator. Evaporator mengubah air menjadi uap, menyisakan residu mineral di dalam evaporator. Uap dikondensasikan menjadi air yang sudah dihilangkan garamnya. Pada sistem pendinginan, efek pendinginan diperoleh dari penyerapan panas oleh cairan pendingin yang menguap dengan cepat (penguapan membutuhkan energi panas). Evaporator juga digunakan untuk memproduksi air minum, memisahkannya dari air laut atau zat kontaminasi lain.    

1. II. Prinsip Kerja

Evaporator adalah alat untuk mengevaporasi larutan sehingga prinsip kerjanya merupakan prinsip kerja atau cara kerja dari evaporasi itu sendiri. Prinsip kerjanya dengan penambahan kalor atau panas untuk memekatkan suatu larutan yang terdiri dari zat terlarut yang memiliki titik didih tinggi dan zat pelarut yang memiliki titik didih lebih rendah sehingga dihasilkan larutan yang lebih pekat serta memiliki konsentrasi yang tinggi.

1. Pemekatan larutan didasarkan pada perbedaan titik didih yang sangat besar antara zat-zatnya.
2. Titik didih cairan murni dipengaruhi oleh tekanan.
3. Dijalankan pada suhu yang lebih rendah dari titik didih normal.
4. Titik didih cairan yang mengandung zat tidak mudah menguap (misalnya: gula)akan tergantung tekanan dan kadar zattersebut.
5. Beda titik didih larutan dan titik didih cairan murni disebut Kenaikan titik didih (boiling)

Proses evaporasi dengan skala komersial di dalam industri kimia dilakukan dengan peralatan yang namanya evaporator. Ada empat komponen dasar yang dibutuhkan dalam evaporasi yaitu : Evaporator, kondensor , injeksi uap, dan perangkap uap.

1. Kondensor: Kondensor adalah salah satu jenis mesin penukar kalor (heat exchanger) yang berfungsi untuk mengkondensasikan fluida
2. Injeksi uap:
3. Perangkap uap: Evaporasi dilaksanakan dengan cara menguapkan sebagian dari pelarut pada titik didihnya, sehingga diperoleh larutan zat cair pekat yang konsentrasinya lebih tinggi. Uap yang terbentuk pada evaporasi biasanya hanya terdiri dari satu komponen, dan jika uapnya berupa campuran umumnya tidak diadakan usaha untuk memisahkan komponen-komponennya.

   

1. III. Tipe-tipe

• Tipe evaporator berdasarkan banyak proses:

1. Evaporator efek tunggal (single effect)

Yang dimaksud dengan single effect adalah bahwa produk hanya melalui satu buah ruang penguapan dan panas diberikan oleh satu luas permukaan pindah panas.

1. Evaporator efek ganda

Di dalam proses penguapan bahan dapat digunakan dua, tiga, empat atau lebih dalam sekali proses, inilah yang disebut dengan evaporator efek majemuk. Penggunaan evaporator efek majemuk berprinsip pada penggunaan uap yang dihasilkan dari evaporator sebelumnya. Tujuan penggunaan evaporator efek majemuk adalah untuk menghemat panas secara keseluruhan, hingga akhirnya dapat mengurangi ongkos produksi. Keuntungan evaporator efek majemuk adalah merupakan penghematan yaitu dengan menggunakan uap yang dihasilkan dari alat penguapan untuk memberikan panas pada alat penguapan lain dan dengan memadatkan kembali uap tersebut. Apabila dibandingkan antara alat penguapan n-efek, kebutuhan uap diperkirakan 1/n kali, dan permukaan pindah panas berukuran n-kali dari pada yang dibutuhkan untuk alat penguapan berefek tunggal, untuk pekerjaan yang sama. Pada evaporator efek majemuk ada 3 macam penguapan, yaitu : a. Evaporator Pengumpan Muka (Forward-feed) b. Evaporator Pengumpan Belakang (Backward-feed) c. Evaporator Pengumpan Sejajar (Parallel-feed)

• Tipe evaporator berdasarkan bentuknya: 1. Evaporator Sirkulasi Alami/paksa

Evaporator sirkulasi alami bekerja dengan memanfaatkan sirkulasi yang terjadi akibat perbedaan densitas yang terjadi akibat pemanasan. Pada evaporator tabung, saat air mulai mendidih, maka buih air akan naik ke permukaan dan memulai sirkulasi yang mengakibatkan pemisahan liquid dan uap air di bagian atas dari tabung pemanas.Jumlah evaporasi bergantung dari perbedaan temperatur uap dengan larutan. Sering kali pendidihan mengakibatkan sistem kering, Untuk menghidari hal ini dapat digunakan sirkulasi paksa, yaitu dengan manambahkan pompa untuk meningkatkan tekanan dan sirkulasi sehingga pendidihan tidak terjadi. 2. Falling Film Evaporator Evaporator ini berbentuk tabung panjang (4-8 meter) yang dilapisi dengan jaket uap (steam jacket). Distribusi larutan yang seragam sangat penting. Larutan masuk dan memperoleh gaya gerak karena arah larutan yang menurun. Kecepatan gerakan larutan akan mempengaruhi karakteristik medium pemanas yag juga mengalir menurun. Tipe ini cocok untuk menangani larutan kental sehingga sering digunakan untuk industri kimia, makanan, dan fermentasi. 3. Rising Film (Long Tube Vertical) Evaporator Pada evaporator tipe ini, pendidihan berlangsung di dalam tabung dengan sumber panas berasal dari luar tabung (biasanya uap). Buih air akan timbul dan menimbulkan sirkulasi. 4. Plate Evaporator Mempunyai luas permukaan yang besar, Plate biasanya tidak rata dan ditopangoleh bingkai (frame). Uap mengalir melalui ruang-ruang di antara plate. Uap mengalir secara co-current dan counter current terhadap larutan. Larutan dan uap masuk ke separasi yang nantinya uap akan disalurkan ke condenser. Eveporator jenis ini sering dipakai pada industri susu dan fermntasi karena fleksibilitas ruangan. Tidak efektif untuk larutan kental dan padatan

1. Multi-effect Evaporator

Menggunakan uap pada tahap untuk dipakai pada tahap berikutnya. Semakin banyak tahap maka semakin rendah konsumsi energinya. Biasanya maksimal terdiri dari tujuh tahap, bila lebih seringkali ditemui biaya pembuatan melebihi penghematan energi. Ada dua tipe aliran, aliran maju dimana larutan masuk dari tahap paling panas ke yang lebih rendah, dan aliran mundur yang merupakan kebalikan dari aliran maju. Cocok untuk menangani produk yang sensitive terhadap panas seperti enzim dan protein.  

1. Horizontal-tabung Evaporator

Evaporator horisontal-tabung merupakan pengembangan dari panci terbuka, di mana panci tertutup dalam, umumnya dalam silinder vertikal. Tabung pemanas disusun dalam bundel horisontal direndam dalam cairan di bagian bawah silinder. Sirkulasi cairan agak miskin dalam jenis evaporator.  

1. Vertikal-tabung Evaporator

Dengan menggunakan tabung vertikal, bukan horizontal, sirkulasi alami dari cairan dipanaskan dapat dibuat untuk memberikan transfer panas yang baik. Gambar 8.4 Evaporator (a) tipe keranjang (b) tabung panjang (c) dipaksa sirkulasi  

• Tipe evaporator berdasarkan metode pemanasan:

1. Submerged combustion evaporator adalah evaporator yang dipanaskan oleh api yang menyala di bawah permukaan cairan, dimana gas yang panas bergelembung melewati cairan.
2. Direct fired evaporator adalah evaporator dengan pengapian langsung dimana api dan pembakaran gas dipisahkan dari cairan mendidih lewat dinding besi atau permukaan untuk memanaskan.
3. Steam heated evaporator adalah evaporator dengan pemanasan stem dimana uap atau uap lain yang dapat dikondensasi adalah sumber panas dimana uap terkondensasi di satu sisi dari permukaan pemanas dan panas ditranmisi lewat dinding ke cairan yang mendidih.
   1. IV. Rangkaian Peralatan

Evaporator single effects   Evaporator efek ganda   Falling Film Evaporator  

 

    Rising Film Evaporator   Plate Evaporator   A = Product B = Concentrate C = Condensate D = Heating steam E = Vapour 1 = Main separator 2 = Pre-separator 3 = Plate calandria

1. V. Aplikasi

Aplikasi dari evaporator antrara lain digunakan pada pabrik gula, pabrik, garam, industri bahan kimia, industri makanan dan minuman, dan kilang minyak. Proses evaporasi telah dikenal sejak dahulu, yaitu untuk membuat garam dengan cara menguapkan air dengan bantuan energi matahari dan angin. Kegunaan utama dari evaporator adalah menguapkan air pada larutan sehingga larutan memiliki konsentrasi tertentu. Pada industri makanan dan minuman, agar memiliki mutu yang sama pada jangka waktu yang lama, dibutuhkan evaporasi. Misalnya untuk pengawetan adalah pembuatan susu kental manis. Evaporasi merupakan satu unit operasi yang penting dan biasa dipakai dalam industri kimia dan mineral, misalnya industri aluminium dan gula. Evaporator juga digunakan untuk mengolah limbah radioaktif cair. Kegunaan lainnya adalah mendaur ulang pelarut mahal seperti hexane ataupun sodium hydroxide pada kraft pulping bisa juga untuk menguapkan limbah agar proses penanganan limbah lebih murah. Contoh-contoh Operasi Evaporasi dalam Industri Kimia lainnya yaitu : Pemekatan larutan NaOH, Pemekatan larutan KNO3, Pemekatan larutan NaCL, Pemekatan larutan nitrat dan lain-lain.                                      

Penutup

Kesimpulan Evaporasi merupakan suatu proses penguapan sebagian dari pelarut sehingga didapatkan larutan zat cair pekat yang konsentrasinya lebih tinggi. Evaporator adalah sebuah alat yang berfungsi mengubah sebagian atau keseluruhan sebuah pelarut dari sebuah larutan dari bentuk cair menjadi uap. Evaporator mempunyai dua prinsip dasar, untuk menukar panas dan untuk memisahkan uap yang terbentuk dari cairan. Aplikasi dari evaporator antrara lain digunakan pada pabrik gula, pabrik, garam, industri bahan kimia, industri makanan dan minuman, dan kilang minyak.                                      

Daftar Pustaka

http://kusumaworld25.blogspot.com/2012/09/evaporator.html http://id.wikipedia.org/wiki/Evaporator http://www.angelfire.com/ak5/process_control/evaporasi.htm http://digilib.its.ac.id/public/ITS-Undergraduate-8885-2306100604-Chapter1.pdf http://id.wikipedia.org/wiki/Penguapan http://id.wikipedia.org/wiki/Penguapan http://www.scribd.com/doc/85581188/Makalah#download http://kusumaworld25.blogspot.com/2012/09/evaporator.html http://tulisandicky.blog.friendster.com/ http://www.acehforum.or.id/evaporator-t13417.html?s=b07100390ca72af272e405d9f04445d0& http://www.chem-is-try.org/materi_kimia/kimia-industri/teknologi-proses/pelaksanaan proses-evaporasi/ Hui YH. 2006. Handbook of Food Science, Technology, and Engineering, Volume 3. Boca Raton: Taylor & Francis Group. Hal:102-11. Mc Cabe, Warren L. 1993. Operasi Teknik Kimia Jilid 1. Jakarta :Penerbit Erlangga   untuk lebih lengkapnya dapat di download Makalah Evaporator Melly