## Optimasi  Penggunaan  Benfield  Diethanolamine  Pada Absorber E-201 Unit Treating Ammonia PT X
Muhammad Murdhani, Tun Sriana *
Teknik Pengolahan Migas, Politeknik Energi dan Mineral Akamigas, Indonesia

## ABSTRAK
Pada unit treating ammonia PT. X digunakan metode absorpsi gas dengan solvent untuk menyerap kandungan Karbon dioksida ( CO₂ ) dalam gas. Optimasi solvent dilakukan untuk mengoptimalkan solvent jenis diethanolamine yang digunakan  pada  absorpsi  gas  CO₂ pada  me-nara  absorber. Tujuan  dilakukan  optimasi solvent adalah  untuk  mendapatkan  biaya  pemakaian solvent seminimal  mungkin  dengan  mempertimbangkan  ketentuan  penyerapan  yang  dilakukan  pada absorber  tersebut  masih  memenuhi  basis  desain  yang  ditentukan.  Untuk  menentukan solvent minimum pada menara absorbsi, dilakukan simulasi dengan menggunakan Aspen Hysys V11. Dari hasil  perhitungan  didapatkan solvent paling  optimum  adalah  dengan  menggunakan solvent minimum  sejumlah  5000  ton/day.  Efisiensi  penyerapan  yang  didapatkan  adalah  sebear  79% dengan jumlah gas CO₂  yang tidak mampu terserap sebesar 0,28% serta flooding menjadi 57%. Jika dibandingkan dengan penggunaan solvent maksimum, penggunaan solvent minimum mampu menurunkan  penggunaan diethanolamine pada  kolom  absorbsi.  Penghematan  yang  telah dilakukan adalah sebesar Rp18.576.112 jika dibandingkan dengan penggunaan solvent aktual.
Kata kunci: Absorber , Ammonia, Benfield , CO₂, Diethanolamine
tun.sriana@gmail.com

## 1. Pendahuluan
Indonesia adalah negara agraris dengan seba- gian besar penduduk berprofesi sebagai peta- ni.  Untuk  meningkatkan  produktivitas  per- tanian  dalam  memenuhi  kebutuhan  pangan, pupuk  memegang  peranan  yang  sangat  pen- ting.  Pabrik  pupuk  berperan  penting  dalam memenuhi  kebutuhan  pupuk  dengan  mem- produksi  pupuk  berkualitas  tinggi  melalui proses yang optimal.
Pupuk  diproduksi  dari  ammonia,  yang  diha- silkan dari gas alam melalui proses steam re- forming. Hidrogen  yang  dihasilkan  kemudian
bereaksi  dengan  nitrogen  dari  udara,  setelah dipisahkan  dari  oksigennya.  Syngas  yang  di- gunakan  harus  memiliki  kemurnian  tinggi, dengan kandungan karbon dioksida, asam sul- fat,  dan  senyawa  pengotor  lainnya  yang  ren- dah. Jika kandungan senyawa pengotor tinggi, proses  pembuatan  ammonia  tidak  akan  ber- jalan optimal [1].
Dalam  u paya  meminimalisir  kandungan  CO₂ dalam gas  hidrogen  untuk  memproduksi am- monia,  PT.  X  menggunakan benfield  system. Benfield  system merupakan  proses  absorpsi
Indonesian Journal of Petroleum and Mineral (2024) Vol. 4 No. 1 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2024/4.1
gas  CO₂  dengan  bantuan  larutan  Diethanol Amine  (DEA)  sebagai solvent untuk  menun- jang penyerapan gas CO₂ yang masih  ada da - lam gas hidrogen. Kandungan CO₂ yang diizin - kan dalam gas methane sebelum dilakukan re- forming adalah maksimal 0,30% [2].
Pengurangan  kandungan  CO 2 sangat  penting dilakukan  karena  komponen  CO₂  bersifat  a - sam dan korosif yang mana dapat menyebab- kan  proses  pembuatan  ammonia  tidak  berja- lan  dengan  baik.  Dan  apabila  kandungan  CO₂ yang  terikut  melebihi  batasan  yang  ditentu- kan  maka  kebutuhan syngas untuk  direaksi- kan menjadi CH 4 semakin meningkat sehingga berpengaruh  terhadap  ammonia  yang  diha- silkan  akan  berkurang  [1].  Maka  dari  itu,  di- perlukan  kondisi  optimal  supaya  proses  pro- duksi  ammonia  berjalan  dengan  efisien  de- ngan cara mengatur beberapa variabel seperti aliran  masuk,  tekanan,  serta  temperatur  se- lama variabel tersebut masih berada di dalam keadaan desain operasi.

## 2. Metode
Metode  kerja  penelitian  ini  dipaparkan  pada Gambar 1, diawali dengan tahap persiapan ya- itu  menentukan  topik  yang  akan  dioptimasi, selanjutnya  yaitu  tahap  pelaksanaan  dimana peneliti mengumpulkan informasi yang diper- lukan,  kemudian  melakukan  simulasi  pada software Aspen Hysys, melakukan metode trial and  error dan  yang  terakhir  adalah  tahap penyelesaian dimana peneliti melakukan ana- lisis  didasarkan  pada  hasil  perhitungan  dan observasi yang telah dilakukan pada tahap pe- laksanaan.
Untuk  menentukan  variabel  optimum  meng- gunakan  metode  trial error yang  ada  pada software . Kemudian dilakukan simulasi untuk menganalisa  di  titik  mana  kondisi  absorber sudah optimum. Kemudian di rekap ke Ms Ex- cel  untuk  dianalisa  beberapa  variabel  seperti persen flooding , efisiensi panas, serta tinjauan ekonomis.

## A.   Uraian Proses di Absorber E-201
Proses  absorbsi  gas  alam  dengan  larutan  di- ethanolamine  (DEA)  terjadi  pada  kolom  ab- sorber 201-E. Detail diagram alir unit treating ammonia seperti ditunjukkan pada Gambar 2. Gas  alam  memasuki  absorber  201-E.  Setelah memasuki absorber 201-E, gas akan naik dan berkontak  dengan lean DEA.  Setelah  berkon- tak,  akan  terjadi  penyerapan  CO₂  oleh lean DEA. Treated gas yang telah bebas dari CO₂ a - kan keluar melalui bagian atas absorber 201-E sebagai top product.
Setelah  proses  absorbsi, rich DEA  yang  kaya akan  CO₂  akan  keluar  melalui  bagian  bawah absorber  201-E  sebagai bottom  product.  Rich DEA  kemudian memasuki  Stripper  E-202 un- tuk dilakukan regenerasi, yang dimana proses tersebut  adalah  pemisahan  CO₂  dari  larutan DEA dengan bantuan reboiler. CO₂ yang telah terpisah, dibawa ke knock out (K.O) drum un- tuk feed pembuatan urea. Sedangkan DEA yang sudah terbebas dari CO₂ dibawa ke Ex -changer E-202  untuk  dipanaskan  sebelum  di-pompa kembali oleh J/JA-201 sebagai lean DEA [3].

## Gambar 2. Diagram Alir Unit Treating Ammonia

## B. Data Spesifikasi Desain Absorber E-201
Data spesifikasi desain absorber E-201 ditun- jukkan pada Tabel 1. Dari tabel tersebut dapat diketahui bahwa absorber ini merupakan tipe packed ring dengan tekanan untuk fluida ben- field yaitu  24,8  kg/cm 2 dengan  temperatur 48,5 o C  sedangkan  pada feed  gas memiliki  te- kanan  0,8000  kg/cm 2 dengan  temperatur 110 o C.
Gambaran  bagian-bagian  kolom  absorber  di- tunjukkan pada Gambar 3. Dari gambar 3 da- pat dilihat bahwa menara absorber CO₂ memi - liki dua seksi yaitu seksi atas dan seksi bawah.
Setiap seksi memiliki dua bed packing . Menara CO₂  absorber  memiliki  diameter  yang  tidak simetris. Hal ini dikarenakan diameter bagian bawah menara lebih besar dibandingkan dia- meter  atas  menara.  Bagian  bawah  menara berdiameter 2591 mm sedangkan pada bagian bawah  berdiameter  1219  mm.  Lebar  menara bagian bawah  kolom absorber yang lebih  be- sar dibandingkan dengan menara bagian atas kolom  disebabkan  oleh  beberapa  faktor,  se- perti  perbedaan  distribusi  aliran  gas,  beban kapasitas,  kecepatan  gas,  dan  pertimbangan struktur. Hal ini bertujuan untuk memastikan distribusi  gas  yang  optimal,  menampung  a- liran  gas  dengan  massa  yang  lebih  besar  dan
Indonesian Journal of Petroleum and Mineral (2024) Vol. 4 No. 1 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2024/4.1
kecepatan  yang  lebih  tinggi,  serta  menye- diakan struktur yang kuat dan stabil [4].
Tabel 1. Spesifikasi Desain Absorber E-201
Gambar 3. Bagian Bagian Absorber

## C. Data Operasi Absorber E-201
Data  operasi  kolom  absorbsi  didapatkan  de- ngan  melakukan  simulasi Aspen  Hysys .  Gam- baran simulasi menggunakan Aspen Hysys se- perti ditunjukkan pada Gambar 4. Feed masuk ke  dalam  kolom  E-201  dari  bawah  kolom
sedangkan  untuk  larutan  benfield  dialirkan pada bagian atas kolom. Proses kontak antara gas dan benfield terjadi di dalam kolom E-201. Gas  yang  sudah  bersih  akan  mengalir  keluar dari atas kolom dan benfield yang banyak me- ngandung impuritis akan mengalir keluar dari bawah kolom [5].
Nama Diameter Menara Atas 1219 Mm Diameter Menara Bawah 2591 Mm Panjang Menara 16000 Mm Tipe Alat Packing Depth 1852 Mm Tekanan Desain Benfield 24,8 kg/cm 2 Feed Gas 0, 8000 kg/cm 2 Temperatur Desain Benfield 48,5 ℃ Feed Gas 110 ℃ CO₂ Absorber (201 - E) Packed Ring
Dari tabel 2 dapat diketahui bahwa pada feed gas in memiliki 118,8 o C dengan tekanan 0,88 kg/cm 2 , sedangkan pada feed lean Benfield in memiliki  suhu  54,32 o C  dengan  tekanan  31,4
kg/cm 2 . Selain itu juga pada rich Benfield me- miliki  suhu  64,96 o C  dengan  tekanan  31,4 kg/cm 2 dan  pada treated  gas memiliki  suhu 54,65 o C dengan tekanan 70 kg/cm 2 .
Gambar 4. Simulasi Aspen Hysys
Tabel 2. Data Operasi Absorber E-201
Pada  Absorber  E-201,  yang  harus  diperhati- kan  adalah  produk  gas  keluar  setelah  dila- kukan absorbsi. Yang dimana gas tersebut ha- rus  memiliki  kemurnian  dengan  senyawa pengotor  seperti  CO 2 yang  terbilang  minim yaitu  maksimal  0,30%.  Hal  ini  diperhatikan agar  tidak  mempengaruhi  proses  selanjutnya [6].
Tabel  3  menunjukkan  bahwa  komponen  gas keluar hasil absorbsi terbanyak yaitu CH 4 yaitu sebanyak  89,04%mol,  dan  diakhiri  de-ngan C 5 H 12 sebanyak  0,08%mol.  CH 4 tersebut nantinya  dimanfaatkan  di  unit gas  reforming , yang  dimana  dikonversi  menjadi  gas  N 2 de- ngan bantuan steam reforming .
Temperatur Masuk Temp (℃) In (℃) 118,8 702,8 0,88 362,9 5742 54,32 31,4 7210 Temp (℃) 64,96 31,4 7274 5742 54,65 70 639,4 298,6 RICH BENFIELD TREATED GAS Temperatur (℃) Pressure (kg/cm 2 ) Molar Flow (kgmole/h) Mass Flow (ton/d) Pressure (kg/cm 2 ) Molar Flow (kgmole/h) Mass Flow (ton/d) FEED  GAS IN FEED  LEAN  BENFIELD  IN Molar Flow (kgmole/h) Pressure, (kg/cm 2 ) Mass Flow (ton/d) Mass Flow, (ton/d) Preesure (kg/cm 2 ) Molar Flow (kgmole/h)
Indonesian Journal of Petroleum and Mineral (2024) Vol. 4 No. 1 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2024/4.1
Tabel 3 Produk Gas Keluar Hasil Absorbsi Komponen  %mol BM Fraksi Mol Fraksi mol x BM Molar Flow Mass Flow CO₂ 0,28 44,01 0,00284 0,1249884 181,5896  3205,4768 C 5 H 12 0,08 72,15 0,00081 0,0584415 51,7914 914,23809 C 4 H 10 5,16 58,12 0,05160 2,998992 3299,304  58240,352 CH 4 89,04 16,04 0,89042 14,2823368  56933,455  1005007,3 C 2 H 6 2,45 30,07 0,02450 0,736715 1566,53 27652,881 C 3 H 8 2,75 44,097 0,02751 1,21310847  1758,9894  31050,234 H 2 O 0,23 18,015 0,00232 0,0417948 148,3408  2618,5585 Total 100 1 63940 1128689

## 4. PEMBAHASAN

## A.   Menentukan Variabel Optimum
Adapun untuk menentukan variabel optimum, dilakukan trial  error dari  beberapa  variabel bebas yang telah  ditentukan sebelumnya. Va- riabel bebas yang digunakan dalam penelitian ini adalah variabel pada lean benfield -nya yang meliputi  suhu,  tekanan,  dan  laju  alir.  Gra-fik
trial  and  error tekanan  kolom  terhadap  mol CO 2 pada treated gas ditampilkan pada Gambar 5.
Gambar 5. Trial Error Terhadap Mol CO 2 Treated Gas
Dari  grafik trial  and  error tekanan  terhadap CO 2 , diketahui bahwa kondisi optimum terda- pat pada case 8 yaitu gas CO₂ yang tersisa pa - da  gas  adalah  0,002818 dengan flow tekanan 35  kg/cm2  yang  dimana  pada  titik  tersebut adalah  kondisi  tekanan  yang  maksimal.  Na- mun,  diambil  pada  kondisi  32,5  kg/cm2  agar tidak terjadi kerusakan pada alat karena teka- nan berlebih.
Gambar  6  menampilkan  hasil trial  and  error suhu terhadap CO 2 treated gas . Dari grafik trial and  error suhu,  diketahui  bahwa  kondisi optimum terdapat pada case 16 yaitu gas CO₂ yang tersisa pada gas adalah 0,002801 dengan suhu  59 ℃ .  Jika  dibanding-kan  dengan tekanan, kedua variabel ini ber-banding lurus
yang  berarti  kenaikan  panas  pa-da  sistem diikuti oleh kenaikan tekanan.
Perubahan laju alir benfield terhadap mol CO2 treated gas dengan menggunakan metode trial and  error  ditunjukkan  pada  Gambar  7.  Dari grafik, diketahui bahwa kondisi optimum ter- dapat pada case 14 yaitu gas CO₂ yang tersisa pada  gas  adalah  0,002791  dengan  flow  DEA 5000  ton/hr  pada  temperature  59 ℃ dan
tekanan  33,5  kg/cm2.  Jika  dibandingkan  de- ngan data aktual, selain penurunan flow DEA dapat  dilihat  juga  bahwa  adanya  kenaikan temperature  dan  tekanan.  Hal  ini  sesuai  de- ngan  teori  bahwa  tekanan  berbanding  lurus dengan  temperatur.  Yang  berarti  apabila  te- kanan  DEA  naik,  maka  temperatur  nya  juga ikut  naik.  Karena  DEA  menangkap  senyawa CO₂ dengan bantuan panas yang dimilikinya.
Gambar 6. trial and error suhu terhadap Mol CO 2 treated gas
Gambar 7. Trial and error laju alir benfield terhadap mol CO 2 treated gas
B.   Hasil Optimasi
Optimasi treated gas yang menjadi top product absorber  E-201  dilakukan  agar  kualitas  pro- duk  tetap  terjaga.  Hasil  simulasi treated  gas setelah dilakukan optimasi dapat dilihat pada
Tabel 4. Dari hasil optimasi dapat dilihat bah- wa kandungan CO₂ yang tersisa tidak bertam - bah meskipun ada pengurangan laju alir ben- field. Hal  tersebut  bisa  terjadi  karena  pada proses  absorpsi  di  dalam  absorber, benfield menyerap gas CO₂ dengan bantuan panas yang
Indonesian Journal of Petroleum and Mineral (2024) Vol. 4 No. 1 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2024/4.1
diberikan pada sistem sehingga panas tersebut dapat menyerap lebih banyak kan- dungan CO₂ [7].
Dari  tabel  4  dapat  dilihat  bahwa  kandungan mol  CO₂  yang  tersisa  pada  gas  setelah  di - lakukan  optimasi  proses  absorpsi  adalah 0,28%.  Hal  ini  menandakan  bahwa  top  pro- duct  yang  dihasilkan  masih  memenuhi  basis desain  yang  ditentukan  oleh  pabrik.  Setelah didapatkan  hasil trial  and  error, kemudian dihitung besar flooding untuk melihat keting- gian  cairan  dalam  kolom  absorber.  Per- hitungan flooding dilakukan  karena flooding
dapat  mengganggu  proses  penyerapan  Ben- field terhadap gas CO 2 .
[ (0,453335313 𝑓𝑡 𝑠 ) 0,5 +0,015[ 𝑓𝑡3 𝐺𝑃𝑀 𝑠 ] 0,5 (16,16846018 𝐺𝑃𝑀 𝑓𝑡2)0,5 ) 0,71 (𝑓𝑡/𝑠 ) 0,5 ] f = 0,57494 = 57%
Dari  hasil  perhitungan  diatas,  dapat  dilihat bahwa  persen flooding menurun  setelah  di optimasi. Yang dimana flooding saat sebelum optimasi  adalah  sebesar  58%  berarti  keting- gian cairan berkurang sehingga dapat mening- katkan penyerapan DEA terhadap CO₂.

## Tabel 4 Treated Gas Setelah Dilakukan Optimasi
Komponen %mol BM Fraksi Mol Fraksi mol x BM Molar Flow Mass Flow CO₂ 0,28 44,01 0,00279 0,1227879 178,3647 3147,98769 C 5 H 12 0,08 72,15 0,00080 0,05772 51,144 902,6488 C 4 H 10 5,17 58,12 0,05168 3,0036416 3303,9024 58311,11248 CH 4 89,15 16,04 0,89149 14,2994996 56992,9557 1005877,973 C 2 H 6 2,46 30,07 0,02458 0,7391206 1571,3994 27733,88438 C 3 H 8 2,75 44,097 0,02748 1,21178556 1756,7964 31005,98628 H 2 O 0,12 18,015 0,00118 0,0212577 75,4374 1331,40698 Total 100 1 63930 1128311 Nilai loading capacity dicari untuk mengetahui seberapa  banyak  kapasitas  penyerapan  ben- field terhadap CO 2 setelah dioptimasi, diguna- kan perhitungan sebagai berikut [8],
𝑙𝑜𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 = 𝑚𝑜𝑙 𝐶𝑂2 𝑚𝑜𝑙 𝐷𝐸𝐴 (1) = 12383,336 𝑘𝑔𝑚𝑜𝑙/ℎ𝑟 348080,04 𝑘𝑔𝑚𝑜𝑙/ℎ𝑟 =  0,0355
Efisiensi  panas  pada absorber E-201  yang  te- lah  di  optimasi  dengan  menggunakan  persa- maan (2) sebagai berikut,
𝐸𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 = 𝑄𝑖𝑛 𝐹𝑒𝑒𝑑 𝐺𝑎𝑠+𝑄𝑖𝑛 𝐿𝑒𝑎𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡 𝑄𝑜𝑢𝑡 𝑇𝑟𝑒𝑎𝑡𝑒𝑑 𝐺𝑎𝑠+𝑄𝑜𝑢𝑡 𝑅𝑖𝑐ℎ 𝑆𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡 𝑥 100% (2)
= 1693145,664  + 28743416,17
1696825,209 + 37024109,25 𝑥 100%
= 30436561,83 38720934,46 𝑥 100% = 79%
Dari  hasil  perhitungan  diatas,  efisiensi  yang didapat setelah dilakukan optimasi masih da- lam range design yaitu 65% - 80%.

## C. Tinjauan Keekonomisan
Untuk menghitung keekonomisan, dibutuhkan pengeluaran  biaya benfield yang  digunakan pada  kondisi  aktual  dan  kondisi  optimum. Maka diketahui :
Flow Benfield Aktual  = 5742 Ton/Hari
= Rp143.752.072
Flow Benfield Optimum= 5000 Ton/Hari = Rp125.175.960
Untuk  memperkirakan  penghematan  yang didapat,  digunakan  perhitungan  sebagai berikut
Penghematan = Cost Aktual - Cost Optimum (3) =Rp143.752.072 - Rp125.175.960 = Rp18.576.112

## 5. KESIMPULAN
Dari  seluruh  rangkaian  optimasi  yang  dila- kukan,  dapat  disimpulkan  bahwa  dari trial error yang dilakukan pada software Aspen Hy- sys V.11, didapatkan kondisi optimum flow lean benfield yaitu  pada  188996,8  kg/hr.  yang dimana hal tersebut dipertimbangkan dengan naiknya  tekanan  dan  temperatur  yang  sama sama naik. Hal ini sesuai dengan teori apabila tekanan naik, maka temperatur juga ikut naik. Benfield menyerap  CO₂  pada  gas  umpan  de - ngan  memanfaatkan  panas  yang  masuk  ke dalam sistem absorber . Pada top product treat- ed gas setelah absorber E-201 dilakukan opti- masi,  kualitasnya  terjaga  dibuktikan  dengan kandungan  CO₂  pada treated  gas tidak  ber- tambah  dan  masih  memenuhi  batas  desain meskipun  terjadi  pengurangan flow  benfield . Setelah  dilakukan  optimasi,  persen flooding menurun  yang  dimana  pada  kondisi  aktual flooding yang  dialami  sebesar  58,2%,  dan se- telah  di  optimasi  menjadi  57%.  Terjadi  pe- ningkatan  efisiensi  panas  setelah  dilakukan optimasi yang dimana pada kondisi aktual efi- siensi yang didapat adalah 78% dan setelah di optimasi efisiensi naik menjadi 79%.

## 6. Ucapan Terimakasih
Ucapan  terima  kasih  kepada  PT  Pupuk  Sri- widjaja  Palembang  Unit  Treating  Ammonia yang telah bersedia menjadi tempat penelitian untuk menyelesaikan tugas penelitian ini

## Daftar Pustaka
[1]  A.  Attari  Moghaddam, “ Poisoning  of Ammonia  Synthesis  Catalyst  Considering Off-Design  Feed  Compositions ”,  MDPI Journal. 2020 [2]  TM Putri ,“ Pembuatan Gas Metana Dari Gas Karbon  Dioksida  Menggunakan  Katalis Ni/Al2O3  Dengan  Promotor  Logam  Fe ”, Jurnal Serambi Engineering. 2023.
[3]  C.  A.  Coulaloglou ,  “ Gas  separation  by absorption ”, Elsevier. 2022.
[4]  M.  L.  Sonntag, “ Scale-up  of  Absorption Columns for Gas Treatment ”, UCARSOL TM , 2013, “AP 814 Solvent For CO 2 Removal”, Dow Chemical Company. 2019.
[5]  Donald  W.  Van  Winkle ,  “ Absorption  and stripping operations”, McGraw-Hill Education, 2020
[6]  Richard E. Treybal , “ Design and operation of absorption  columns”,  McGraw -Hill Education, 2018
[7]  R.  A.  Nugroho,  M.  J.  Setiawan,  dan  A.  F.
Irawan ,“ Analisis pengaruh diameter kolom absorbsi terhadap laju absorbsi gas
C O2 pada proses produksi biogas” , Jurnal Teknik Kimia, Vol. 24, No. 2, 2018.
[8] Hatiningrum, W.R, “Proses Pengolahan Gas 1  :  Gas  Purification  Process”,  PEM Akamigas.

## Daftar Simbol
f =  Persen Ketinggian Cairan Q in =  Panas Masuk, BTU/h. o F Q out =  Panas Keluar, BTU/h. o F
Indonesian Journal of Petroleum and Mineral (2024) Vol. 4 No. 1 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2024/4.1