Coal Gasifier at The Power Systems Development Facility Wilsonville – Alabama

IGCC technology is a power generation process that integrates gasification process with combined cycle power plant. The gasification system converts coal into synthesis gas which consists primarily by hydrogen (H₂) and carbon monoxide (CO). The synthesis gas is then used as fuel on a combined cycle power plant for electricity generation^[1]. This is the second part of the article IGCC: Technology Overview. This part of article will provide further explanation of four major sections in IGCC plant.

Air Separation Unit (ASU)

The commercial technology used for oxygen production in IGCC plants is cryogenic air separation which may be defined as the separation of air into its component by distillation at low temperatures. Cryogenic air separation has a single train O₂ production capacities of 3200 tons/day and is recognized for its high reliability. Major suppliers of the technology are Air Products, Air Liquid, BOC Gases, Praxair, and Linde. Air compression consumes a significant amount of energy required for the process.

Typically, prior to ASU, air is compressed to around 5 bar. The oxygen (typically 95% O2, 3.5% Ar and 1.5% N2 by volume) and nitrogen product streams are available at around 1 bar. However, the process may also operate at elevated pressure so that the ASU air fed pressure is closer to the gas turbine compressor outlet pressure. This makes it feasible to supply part or all of the ASU air from the gas turbine compressor. In this case, the ASU product streams are at around 5 bar which reduces the re-compression work^[3].

Gasification

Figure 1. Three main types of gasifiers

The conventional coal gasification technology, as known today, has its origin from the 1934 Lurgi coal gasifier. Coal gas reactions, C + H₂O -> CO + H₂ and C + CO₂ -> 2CO, are also known as steam and dry reforming reactions, respectively. Carbon is reformed to CO and H₂ gases, called synthesis gas. For the reforming reactions to proceed, it must absorb heat energy comparable to its combustion reaction (C + O2 -> CO2)^[5].

There are 3 main types of gasifiers as shown in Figure 1. In moving-bed reactors, large particles of the fuel move slowly down through the gasifier while reacting with the gasifying medium moving up through it. Several different reaction zones are created as they accomplish the gasification process. Operating temperatures are not uniform inside the reactor with the temperature of the synthesis gas leaving the reactor being as low as 400–500°C. In fluidized-bed reactors small particles of the fuel remain suspended in the gasifying medium while the gasification process takes place. The temperature inside the reactor remains uniform in the range of 800–1000°C. In entrained flow reactors the pulverized fuel goes through the various stages of gasification flowing co-currently with the gasifying medium. The feedstock can be either in dry or in water slurry form. The temperatures achieved in the reactor are very high in the range of 1200–1600°C. Entrained flow gasifiers are considered to be the most suited type for IGCC applications^[4].

Gas Clean-up

The raw synthesis gas may contain some chemical components and particulates which must be removed prior to be used in combined cycle plant.

1. Chemical Components
   The major components of the syngas at the outlet of an entrained flow slagging gasifier are CO, H₂, CO₂ and H₂O. Some N₂, Ar, and small amounts of CH₄ will also be present. Table 2 provides a summary of the components. Up to 99.8 % of the coal sulfur can be removed in the acid gas removal process. As COS in not easily removed, a hydrolysis unit (or shift reactor in case of CO₂ capture) is required to convert the COS to H₂S prior to the acid gas removal. As for nitrogen and chlorine compounds, both compounds have very high solubility in water and may be removed in water scrubbing. For the unconverted carbon and ash, after capture in a filter or scrubber, these particles may be recycled to the gasifier to increase the carbon conversion efficiency^[3].
Table 2. Some of trace components in raw syngas^[3]

Sulfur compounds	H2S, COS
Nitrogen compounds	HCN, NH3
Chlorine compounds	HCl, NH4Cl, other MeCl
Fly ash/slag	Unconverted C and ash
Other compounds	Pb, Hg, As, Ni(CO)4, Fe(CO)5

2. Particle Removal
   Dry solids removal systems use candle filters that can remove all solids from the gas at temperatures between 300°C and 500°C. Above 500°C, alkali compounds may pass the filters in significant amounts. Below 300°C, the filters may be blinded of deposits of ammonium chloride (NH₄Cl)^[3]. Wet solids removal systems use water scrubbers operating at a temperature lower than the dewpoint of the gas so that the smallest solid particles can act as nuclei for condensation and ensure efficient operation. Even if an IGCC plant has a candle filter it usually also adds a wet scrubbing system for removal of remaining impurities such as chlorides and ammonia.
3. Shift Reaction
   This stage of clean up is optional depends on the conditions. Figure 5 shows the principle processes for gas clean up for cases with and without CO₂ capture. If CO₂ capture is not considered necessary and the syngas is used only to feed the turbine (no chemical or fuel production), then a shift would not be included. However in this case, a separate hydrolysis reactor would be required to convert COS to H₂S for easier sulfur removal. If there is a shift reaction, this conversion takes place simultaneously and no separate reactor is needed. When CO₂ capture is considered there are two alternative processes for the shift reaction: a) Sour shift and b) Clean shift. A study has concluded that the sour shift is the preferred process with respect to costs and efficiency.

Figure 2. Gas clean up processes; a) No shift conversion, b) Sour shift conversion, and c) Clean shift conversion^[3].
4. CO₂ Capture
   Removal of CO₂ from gas streams can be achieved by a number of separation techniques including absorption into a liquid solvent, adsorption onto a solid, cryogenic separation and permeation through membranes. When considering capture of CO₂ in the IGCC design, two additional process blocks are needed (besides the compression of CO₂ for transportation):
   1. A shift reactor in which the CO reacts with H₂O to H₂ and CO₂.
   2. An absorption process for capture using the Selexol process or other processes based on physical solvents, or an MDEA process based on chemical solvents.

   CO₂ separation processes with chemical solvents (alkanolamines) are industrialized since the seventies and the licensors are directed these last years toward specific solvent formulations: primary or secondary amines and anti-corrosion additives, tertiary amines with promoters or activators and with antifoaming additives. Mixing of chemical solvents, such as tertiary amines and a relatively small amount of the primary amine, aims to combine the advantages of the two solvents: the target of such mixed chemical solvents is to achieve a better absorption capacity, to avoid the solvent degradation and to limit the corrosion^[2].

   As mentioned above, the use of CCS technology will decrease the plant overall efficiency for several reasons. The amount of efficiency penalty for the IGCC plant with CCS also depends heavily on the type of gasifier used. But the efficiency often decreases in range 8-12 percent^[2].

Gas Turbines

Gas turbines were designed for natural gas and oil fuels, but are also commercially available for operation on syngas. GE, Siemens, Mitsubishi and Alstom offer gas turbines which could be applied in larger scale IGCC plants^[3].

Syngas which typically has only 25% of the volumetric heating value compared to natural gas, therefore requires roughly 4 times higher flow rate to maintain the same turbine inlet temperature (which is desirable to maintain high efficiency of the power block). Potentially, the increased mass flow of fuel and therefore the higher mass flow rate through the turbine will lead to an increased power output from the turbine.

However, depending on the gas turbine technology and fuel under consideration, there may be several limitations for the full realization of this increased power output potential:

1. Compressor surge
2. Gas turbine torque
3. Turbine inlet temperature and material lifetime

A higher mass flow rate through the turbine may increase the pressure at the compressor outlet (back pressure) too much, so that the compressor runs into surge and the air flow no longer can be maintained. The amount of pressure increase the compressor can tolerate before this occurs is referred to as the compressor surge margin which is a characteristic of the design of a given compressor. If surge becomes a problem therefore depends on the type of gas turbine, but it seems that this is an issue for the majority of available large gas turbines (Maurstad, 2005).

The mechanical ability of the gas turbine rotor to handle increased power output is another limitation for maximum GT power output. The turbine inlet temperature (TIT) is an important variable with respect to the electric efficiency of the combined cycle. It is desirable to operate with a TIT as high as possible to increase the efficiency. However, in order to protect the materials of the turbine, it is necessary to have a cooling system.

A heat recovery steam generator or HRSG is often used in the combined cycle power plant. HRSG is a heat exchanger that recovers heat from a hot gas stream. It produces steam that can be used in a process or used to drive a steam turbine. HRSG in a combined-cycle power station, exchanges hot exhaust from a gas turbine to generate steam which in turn drives a steam turbine. This combination produces electricity more efficiently than either the gas turbine or steam turbine alone. HRSGs consist of three major components. They are the Evaporator, Superheater, and Economizer. The different components are put together to meet the operating requirements of the unit.

Conclusion

IGCC technology is somehow one of the way to create more electricity to meet the world need. There are four major sections in which the electricity can be produced; air separation, gasification, gas clean up and conditioning, and combined cycle power plant. Due to the environmental problem, many future IGCC plant integrates the plant with CCS technology which will separate the CO2 from the gas stream. But this action will highly decrease the plant overall efficiency. The reduction in electrical efficiency for a plant with CO2 capture is explained by the following factors:

1. Exothermic shift reaction produces heat from syngas fuel and required coal feed rate to provide necessary rate of chemical fuel energy to the gas turbine increases. The produced heat is less efficiently converted to electricity than chemical energy (fuel heating value)
2. If the steam/carbon ratio is too low, steam must be supplied from the steam cycle and is equivalent to an electricity production loss
3. CO2 compression work

There is a continual research to reduce energy consumption for the overall process. The use of the new technologies of gas turbines operating with high turbine inlet temperature will increase the power production with similar fuel flow rate and so for the electric net efficiency which is a complimentary way to reduce fossil fuel consumption and therefore the CO2 emission. Research on the CO shift conversion could also reduce the steam consumption.

References:
^[1] Christou C., Hadjipaschalis I., Poullikkas A, J. Rser. 2007 June.
^[2] Descamps C., Boualloua C., Kanniche M., J. Energy. 2007 July.
^[3] Maurstad O. An Overview of Coal Based IGCC Technology. 2005
^[4] Higman C. and van der Burgt M, Gasification. 2003.
^[5] Yong K.H., J. Hydrogen Energy. 2007 32 5088-5093.
^[6] http://www.aiche.org/uploadedFiles/Energy_Website/Publications/051206_IGCC.pdf
^[7] http://www.netequity.biz/docs/BioChip/SiemansGasification.pdf
^[8] http://www.bv.com/Downloads/Resources/energy_brochures/goc/rsrc_gasificationIGCC.pdf
^[9] http://www.exxonmobil.com/corporate
^[10] http://www.worldenergysource.com/articles/pdf/longwell_WE_v5n3.pdf

Figure 1. The world energy demand by sector ^[1]

The need for mitigating the effect of greenhouse gases emissions and the rapid increase of oil price make us to start thinking possible solutions to address the problem. One solution which have been the main long-term goal of The European Union is the conversion of the fossil-based fuel to sustainable energy, gaining higher energy efficiency and reducing its emissions. Even if we put higher energy efficiency into consideration, it is still not enough to fulfill the growing world’s energy demand. Thus, addressing the need of affordable and reliable energy supplies will not be easy. An effective combination of access, investment, technology, and trade is necessary to deliver reliable supplies^[1].

Nowadays, oil holds an important role in world’s energy system since it is used widely in industrial, residential, and transportation sectors. In future projection, the use of oil will be limited to transportation sector while natural gas and coal will be utilized in electricity generation. Although the efficiency of coal-fired unit with modern combustion technology is considerably high, this fact has caused some concerns in terms of conservation of resources and CO₂ emissions. Over the last 20 years, a great amount of work has been done to improve existing combustion technologies as well as investigating the alternatives. Of all the potential alternatives, coal gasification has come up with a very good chance to develop in the future with its Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC)^[4].

IGCC produces electricity from solid or liquid fuels. The scientific community and major electricity corporation consider this technology as promising to produce cleaner electrical power in the future. First, fuel is converted to synthesis gas (syn-gas), a mixture of hydrogen and carbon monoxide, through gasification. Second, the synthesis gas is converted to electricity using a power generating unit that consist of gas and steam turbines which also include a heat recovery steam generator^[3].

Coal-based IGCC plants are not fully commercial. Although each major components of IGCC have been widely utilized in the industry or in power generation, the integration of a gasification and combined cycle power plant is considerably new. The objective of this technology is to achieve a better environmental performance at low marginal cost^[3]. Several IGCC pilot plants have been built recently to assess the possibility in commercializing the technology.

IGCC Process Description

IGCC technology is a power generation process that integrates gasification process with combined cycle power plant. The gasification system converts coal into synthesis gas which consists primarily by hydrogen (H₂) and carbon monoxide (CO). The synthesis gas is then used as fuel on a combined cycle power plant for electricity generation^[1]. Figure 2 shows the flow diagram of IGCC technology without CCS (carbon capture and storage).

IGCC system mainly consists of 4 major sections, air separation, gasification, cooling and clean up system, and combined cycle power plant. Air separation unit is responsible for separating air into its constituents and supplying pure oxygen into the gasifier. This process is held on a pressurized and cryogenic condition.

Figure 2. Integrated Gasification Combined Cycle technology^[1]

Coal gasification takes place in the presence of controlled air/oxygen and steam which maintain a reducing condition. Gasification is a partial oxidation of the feedstock which produces heat and series of chemical reactions. The process is carried out in an enclosed pressurized reactor. Most gasifiers have been oxygen blown because of the cost of handling large amounts of nitrogen and the effect it has in diluting the product. The air blown gasifier is less preferable since its product has low calorific value which is not desirable. But the oxygen blown itself also has some disadvantages, it requires higher degree of plant integration. This means that controlling and operating the plant is more like running the whole chemical complex plant than a traditional power station (UK Clean Coal Center).

In addition to its chemical energy (heating value), the hot raw synthesis gas contains sensible heat which may be recovered in heat exchangers to produce steam for the steam turbine. The use of synthesis gas coolers for this purpose increases efficiency, but adds capital costs. In theory, it would be desirable to clean the raw synthesis gas without cooling (as the sensible heat would be utilized most efficiently when delivered to the gas turbine), but the proven technologies for gas clean up operate at near ambient temperatures. In the gas clean up process, particles, sulfur and other impurities are removed. At this point, CO₂ may also be captured. Because of the high partial pressures of the species and the low volume flow of synthesis gas, the gas clean up process is very efficient and low cost compared to traditional flue gas cleaning^[3].

Recent studies have shown that an IGCC plant with CCS (carbon capture and storage) requires two additional pre-combustion stages than the conventional IGCC cycle plant (Figure 2) as illustrated in Figure 3. The two additional stages are the water gas shift reaction and the acid gas removal for the removal of CO₂ from the synthesis gas. In addition, a CO₂ compression stage is necessary to make transportation and storage of the sequestered quantity of CO₂ feasible. The addition of CCS technology decreases the overall process efficiency due to the power for compressing the CO₂. Another reason for the decrease efficiency is the installation of two additional stages, the amount of coal feed required needs to be increase. On the other hand, this can result in lower steam/carbon ratio in gasifier which will need additional supply of steam, thus lower the plant output power^[2].

Figure 3. Integrated Gasification Combined Cycle incorporating CCS^[1]

The clean gas is then fed to the combined cycle power plant. Combined cycle power plant consists of a combustion turbine/generator, a heat recovery steam generator, and a steam turbine/generator. The exhaust heat from the combustion turbine is recovered in the heat recovery steam generator to produce steam. This steam then passes through a steam turbine to power another generator, which produces more electricity. Combined cycle is more efficient than conventional power generating systems because it re-uses waste heat to produce more electricity (www.wci-coal.com).

(To be continued: Major IGCC Blocks)

References:
^[1] Christou C., Hadjipaschalis I., Poullikkas A, J. Rser. 2007 June.
^[2] Descamps C., Boualloua C., Kanniche M., J. Energy. 2007 July.
^[3] Maurstad O. An Overview of Coal Based IGCC Technology. 2005
^[4] Higman C. and van der Burgt M, Gasification. 2003.
^[5] Yong K.H., J. Hydrogen Energy. 2007 32 5088-5093.
^[6] http://www.aiche.org/uploadedFiles/Energy_Website/Publications/051206_IGCC.pdf
^[7] http://www.netequity.biz/docs/BioChip/SiemansGasification.pdf
^[8] http://www.bv.com/Downloads/Resources/energy_brochures/goc/rsrc_gasificationIGCC.pdf
^[9] http://www.exxonmobil.com/corporate
^[10] http://www.worldenergysource.com/articles/pdf/longwell_WE_v5n3.pdf

Sekitar 74% dari batubara Indonesia merupakan hasil penambangan perusahaan swasta. Satu-satunya Badan Usaha Milik Negara (BUMN), PT Tambang Bukit Asam, menghasilkan sekitar 10 Mt (hanya 9% dari total produksi batubara Indonesia pada tahun 2003) dari penambangan terbuka. Bandingkan dengan perusahaan-perusahaan swasta seperti PT Adaro, PT Kaltim Prima Coal, serta PT Arutmin yang dapat memproduksi batubara hingga di atas 10 Mt pada tahun yang sama. Terlihat ironis bukan? Perusahaan penambangan batubara milik negara kalah produksi oleh perusahaan swasta.

Operasi penambangan batubara seringkali dituduh menyebabkan kerusakan lingkungan. Penambangan batubara diperkirakan menyebabkan kerusakan pada kurang lebih 70 ribu hektar tanah. Pada beberapa area, limbah cair dibuang pada sungai terdekat yang pada akhirnya mencemari sumber air warga sekitar. Dampak lingkungan serta permintaan akan kontribusi perusahaan pertambangan yang lebih besar kepada perkembangan masyarakat telah menyebabkan munculnya permintaan akan ditutupnya operasi penambangan batubara. Salah satu hal yang dapat dilakukan untuk mengurangi pengrusakan lingkungan oleh operasi penambangan batubara adalah dengan lebih memperketat regulasi yang berkaitan dengan penambangan batubara, disinilah peran besar pemerintah. Pemerintah merespon permasalahan ini dengan memberikan komitmen bahwa operasi penambangan batubara akan merujuk pada peraturan pemerintah mengenai keselamatan lingkungan. Sebagai contoh, pada tahun 1999 diterbitkan PP no 18 yang mengatur mengenai tata cara pemrosesan limbah berbahaya dan beracun. Peraturan ini mengharuskan perusahaan pertambangan untuk memproses limbah yang dihasilkan hingga mencapai derajat kebersihan yang sangat tinggi dengan standar kemurnian air yang 5 kali lebih ketat dibandingkan Amerika Serikat maupun Kanada. Akan tetapi, penerapan regulasi ini pada akhirnya ditunda karena pemerintah mengevaluasi ulang kemampuan teknologi yang dimiliki oleh perusahaan pertambangan di Indonesia dan ternyata dibutuhkan penyesuaian. Belum lagi adanya penambangan batubara ilegal. Para penambang ilegal mengabaikan ketentuan yang berkaitan dengan lingkungan dan keselamatan serta menjual batubara dengan harga yang lebih rendah. Pemerintah diharapkan dapat mengambil sikap dan menuntut para penambang ilegal ini.

Pemerintah sendiri memiliki ketertarikan yang besar dalam mengembangkan teknologi pemanfaatan batubara untuk mengurangi dampak lingkungan yang ditimbulkan oleh batubara. Usaha untuk mengembangkan Clean Coal Technology (CCT) telah memasukkan kerjasama dengan pihak asing untuk mempelajari efek-efek yang mungkin muncul dari penggunaan batubara dan untuk mencari cara baru agar pembangkit listrik yang berbasis pembakaran batubara dapat memenuhi ketentuan lingkungandari segi emisi. Ini suatu itikad baik yang ditunjukkan oleh pemerintah mengingat permasalahan yang menyangkut emisi yang dihasilkan oleh batubara dapat mengurangi visibilitas digunakannya batubara sebagai sumber energi.

Masalah sumber energi pun sedang menjadi fokus utama pemerintah berkaitan dengan naiknya harga minyak bumi. Pada dasarnya, cadangan batubara Indonesia memang jauh lebih besar dibandingkan dengan cadangan minyak bumi maupun gas alam sehingga pemerintah kini mulai melihat batubara sebagai sumber energi alternatif yang murah. Batubara selama ini telah digunakan sebagai bahan bakar pada pabrik semen dan pabrik baja, apa salahnya jika batubara digunakan untuk membangkitkan listrik? Apabila hal ini dapat dilakukan, subsidi pemerintah untuk BBM dapat berkurang (saat ini subsidi memang tidak mencukupi akibat kenaikan harga minyak bumi dan peningkatan konsumsi BBM). Dalam 3 tahun mendatang diharapkan telah berdiri PLTU Batubara dengan kapasitas daya listrik yang dapat dihasilkan sebesar 10000 MW.

Tampaknya untuk mewujudkan hal itu, pemerintah dan industri pertambangan batubara harus bekerja lebih keras. Dengan perkiraan heating value batubara Indonesia yang berada pada kisaran 5000 sampai 7000 kal/kg, berapa banyak batubara yang harus diproduksi untuk menghasilkan listrik 10000 MW? Apakah perusahaan pertambangan di Indonesia dapat menemukan cara untuk menambang batubara tanpa menimbulkan kerusakan lingkungan?

Tampaknya jawaban pertanyaan di atas adalah TIDAK. Atau mungkin BELUM. Tanah yang dikeruk, polusi yang disebabkannya, serta bekas yang ditinggalkannya masih akan menjadi masalah lingkungan di kemudian hari. Mungkin saat ini yang bisa dilakukan adalah meningkatkan kinerja unit-unit penanganan limbah sekaligus melakukan transfer teknologi terkait dengan keterbatasan yang kita miliki dalam teknologi penambangan, mengurangi penambang-penambang ilegal, dan secara bertahap melakukan rehabilitasi lahan pertambangan yang telah ditinggalkan. MENGAPA? Karena lebih tidak mungkin menghentikan penambangan batubara yang saat ini diharapkan bisa menjadi penyelamat bagi krisis energi yang melanda Indonesia.

COAL for ENERGY!!

Referensi: www.australiancoal.com

Sumber energi terbarukan, seperti biomassa, dapat memegang peranan penting dalam mengatasi permasalahan lingkungan dan krisis energi yang terjadi. Biomassa adalah sumber energi terbarukan yang ramah lingkungan, karena gas-gas emisi yang berasal dari penggunaan biomassa akan diserap oleh biomassa lain yang baru tumbuh, apabila manajemen siklus pertumbuhannya dikelola dengan baik. Selain itu, biomassa memiliki kemungkinan untuk dikonversi menjadi bahan bakar kendaraan. Etanol, metanol, dan hidrokarbon sintetik dapat diproduksi dari biomassa dan hasil produksinya sangat mungkin dimanfaatkan untuk sektor transportasi.

Sistem sumber energi berbasis biomassa yang telah terbukti dapat diandalkan dan banyak digunakan selama Perang Dunia II adalah gasifikasi biomassa. Beberapa kajian telah mengindikasikan bahwa penggunaan teknologi Fischer-Tropsch untuk konversi biomassa menjadi hidrokarbon sintetik, menawarkan sebuah alternatif untuk menggantikan minyak diesel, kerosin, dan bensin konvensional.

Setelah produksi biodiesel melalui proses transesterifikasi dilakukan, cendekiawan-cendekiawan dunia tidak berhenti dalam upaya memanfaatkan biomassa menjadi bahan bakar cair. Biodiesel BTL merupakan teknologi lanjutan (sering disebut dengan biodiesel generasi kedua) dari penciptaan bahan bakar berbasis biomassa. Teknologi BTL (Biomass To Liquid) pada dasarnya terdiri atas dua proses, proses pencairan tidak langsung dimulai dengan reaksi reformasi/gasifikasi bahan baku menjadi gas sintesis (campuran gas hidrogen dan karbon monoksida), diikuti dengan sintesis Fischer-Tropsch (F-T) dari gas sintesis menghasilkan minyak sintesis (syncrude), dan upgrading minyak sintesis menjadi bahan bakar sintesis seperti diesel (solar) sintesis yang dikenal sebagai F-T diesel, liquefied petroleum gas (LPG), kerosin dan naftalen. F-T liquid memiliki keunggulan, yaitu hampir bebas dari kandungan sulfur (< 5 ppm), rendah kandungan aromatik (< 1 persen), biodegradable, tidak beracun, dapat digunakan tanpa modifikasi infrastruktur, dan memiliki emisi polutan yang rendah. Gambar di bawah ini menampilkan diagram alir sederhana teknologi BTL.

Gambar 1. Diagram alir proses konversi biomassa menjadi bahan bakar cair.

Dari diagram alir di atas, terlihat bahwa teknologi BTL ini dimulai dengan melakukan perlakuan awal terhadap biomassa yang digunakan sebagai umpan. Perlakuan awal ini mencakup pengecilan ukuran dan pengeringan yang dilakukan dalam sebuah rotary dryer. Panas yang diperlukan pada proses pengeringan ini diperoleh dari panas sensibel gas buang.

Bagian proses selanjutnya adalah proses gasifikasi biomassa. Gasifikasi biomassa adalah proses bertemperatur tinggi (600-1000°C) untuk mendekomposisi hidrokarbon dalam biomassa menjadi molekul-molekul gas yang terutama terdiri dari hidrogen, karbon monoksida, dan karbon dioksida. Pada banyak kasus, proses gasifikasi juga menghasilkan arang, tar, serta metanol, air, dan berbagai molekul dan senyawa lainnya. Konversi biomassa menjadi gas sintesis secara umum melibatkan dua proses. Proses pertama adalah pirolisis. Pirolisis melepaskan gas-gas terbang yang terkandung dalam biomassa pada temperatur di bawah 600°C melalui serangkaian reaksi yang kompleks. Proses berikutnya adalah konversi arang.

Banyak metode gasifikasi yang tersedia untuk memproduksi gas sintesis. Metode-metode ini akan menghasilkan komposisi gas sintesis yang beraneka-ragam yang mana variasi perbandingan CO dengan H₂ dapat tercapai. Gas sintesis yang diproduksi oleh metode yang berbeda akan mengandung pengotor yang berbeda-beda. Pengotor ini selanjutnya akan mempengaruhi proses yang akan berlangsung dalam reaktor Fischer-Tropsch berkaitan dengan racun katalis sehingga diperlukan pencucian gas sintesis. Salah satu metode gasifikasi berskala komersial telah dikembangkan oleh CHOREN.

Gambar 2. CHOREN Carbo-V Process.

Gas sintesis yang dihasilkan dari proses gasifikasi mengandung kontaminan yang berbeda-beda seperti partikulat, tar, alkali, H₂S, HCl, NH₃, dan HCN. Kontaminan ini akan menurunkan aktivitas pada sintesis Fischer-Tropsch karena akan meracuni katalis. Sulfur adalah racun yang tidak dapat dihilangkan dari katalis yang mengandung kobalt dan besi karena sulfur akan melekat pada sisi aktif katalis. Selain sulfur, tar yang dihasilkan pada proses gasifikasi dapat menimbulkan kerak pada peralatan dan memasuki pori pada penyaring ketika terkondensasi. Untuk menghindari terjadinya hal-hal tersebut, tar harus berada di bawah titik embunnya pada tekanan operasi sintesis Fischer-Tropsch. Oleh karena itu, tar sebaiknya direngkah menjadi hidrokarbon dengan rantai yang lebih pendek.

Setelah mengalami gasifikasi, gas sintesis akan diproses dalam reaktor sintesis Fischer-Tropsch. Pada umumnya, katalis yang digunakan dalam proses ini adalah besi atau kobalt dengan silika sebagai support. Namun, kualitas gas sintesis hasil gasifikasi biomassa belum memenuhi persyaratan dilangsungkannya sintesis Fischer-Tropsch, karena itu perlu dilakukan pengkondisian terlebih dahulu.

Gas sintesa hasil gasifikasi memiliki rasio H₂/CO sekitar 0.6-0.8, sedangkan sintesis Fischer-Tropsch membutuhkan rasio tersebut sekitar 2. Karenanya, gas sintesa akan mengalami shift reaction untuk menambahkan H₂ hingga memenuhi persyaratan berlangsungnya sintesis Fischer-Tropsch. Shift reaction berlangsung dengan mekanisme sebagai berikut:

CO + H₂O -> CO₂ + H₂

Katalis yang digunakan dalam shift reaction adalah Fe₃O₄ atau logam-logam transisi yang lain. Reaksi ini sangat sensitif terhadap temperatur dengan kecenderungan bergeser ke arah reaktan jika temperatur dinaikkan.

Reaksi Fischer-Tropsch menghasilkan hidrokarbon dengan panjang rantai yang bervariasi dengan mereaksikan campuran karbon monoksida dengan hidrogen (gas sintesis). Saat ini, reaksi ini dioperasikan secara komersial oleh Sasol di Afrika Selatan (dari gas sintesis batubara) dan Shell di Malaysia (dari gas sintesis gas alam). Produk yang dihasilkan oleh reaksi F-T adalah hidrokarbon dengan panjang rantai yang bervariasi. Selektivitas cairan yang tinggi sangat diharapkan untuk mendapatkan jumlah maksimum dari hidrokarbon rantai panjang. Perolehan C1-C4 akan menurun seiring dengan meningkatnya selektivitas C5+. Keberadaan C1-C4 pada offgas dapat digunakan secara efisien pada turbin gas sebagai pembangkit listrik.

Proses F-T umumnya beroperasi pada rentang tekanan dan temperatur sebesar 20-40 bar dan 180-250°C. Semakin tinggi tekanan parsial H₂ dan CO akan memberikan selektivitas yang semakin tinggi untuk C5+. Banyaknya inert pada syngas akan menurunkan tekanan parsial H₂ dan CO dan menurunkan selektivitas C5+.

Jika produk akhir yang diinginkan adalah diesel, produk F-T memerlukan hydrocracking. Hidrogen ditambahkan untuk memutuskan ikatan rangkap setelah F-T-liquids direngkah secara katalitik dengan menggunakan hidrogen. Produk F-T telah seluruhnya bersih dari sulfur, nitrogen, nikel, vanadium, asphaltene dan aromatik yang selama ini ditemukan dalam produk pengilangan minyak bumi. F-T diesel dengan angka cetane yang sangat tinggi juga dapat digunakan sebagai komponen blending untuk meningkatkan kualitas solar pada umumnya. Produk cair dari sintesa Fischer-Tropsch ini sangat sesuai untuk digunakan pada kendaraan dengan fuel cell.

Namun, penerapan teknologi ini membutuhkan biaya investasi yang sangat besar dengan pay back period sekitar 15-20 tahun. Perhitungan dilakukan berkaitan dengan feasibilitasnya untuk diterapkan di Indonesia, karenanya beberapa asumsi perhitungan juga disesuaikan dengan kondisi di Indonesia seperti bahan baku yang digunakan adalah tandan kosong sawit (TKS) dengan harga Rp 500,-/kg dan harga bahan bakar BTL ini sama dengan harga BBM di Indonesia tanpa subsidi (berarti sekitar Rp10.000 untuk bensin dan Rp8.000 untuk solar). Perhitungan dilakukan tanpa mempertimbangkan nilai suku bunga yang berlaku, karena pabrik tidak mengalami keuntungan jika suku bunga diterapkan. Berdasarkan perhitungan tersebut serta mempertimbangkan daya beli masyarakat, tampaknya teknologi ini belum memungkinkan untuk diterapkan di Indonesia. Kira-kira apa ya yang harus dimiliki atau dicapai Indonesia kalau ingin menerapkan teknologi BTL?

Commentary by Mike Adams, the creator of this cartoon:

No matter how much scientific consensus emerges linking human activity to global warming, there always seems to be a bunch of kooky deniers who insist that polluting the atmosphere has absolutely no effect on the planet. In the United States, these kooky deniers happen to be Republican politicians and the businessmen who fund their reelection campaigns.

Their statements about global warming remind me of the Flat Earth Society (people who still insist the Earth is flat), or Holocaust deniers. They just won’t acknowledge what’s happening right in front of them — the climate changes, crazy weather patterns, melting ice caps and rising oceans.

In this cartoon, I decided to show a typical Republican global warming denier altering his statements as the water rises around him. First, it’s the blatant denial, “There’s no such thing as global warming.” Then, as the water level reaches his waist, he proclaims, “Global warming was invented by the media!” As the water level reaches his neck, he shouts, “Global warming exists, but it’s not our fault!” (Which means global warming isn’t caused by human activity. This is the current defense of the Republican kooks.) And finally, in a mad rage, “We have to save the economy, not the planet!”

It takes a special set of skills to be a Republican these days. You have to close your heart, install blinders on your head and have a special knack for denying reality, even as the evidence against your position is obvious to everyone else. These skills have been mastered by many politicians in the United States today, who think that saving the Earth for future generations would be way too expensive to the people living on the planet today. Therefore, they’ve decided to just throw away the future and keep on polluting beyond all reason, letting future populations deal with the consequences.

We do the same thing with the national debt, chemical pollutants, groundwater supplies and fossil fuels: let our grandchildren worry about it! It’s the ultimate bucking of responsibility by a political leadership that demonstrates absolutely no stewardship of natural resources.

There will be a dear price to pay for what we’ve done to the environment of this planet. It will be a thousand years before the climate stabilizes, and that’s if we slash emissions starting right now. Truly, future generations who manage to scratch out a living amid water scarcity, food shortages and devastating weather patterns will curse the modern-day United States and China for blatantly increasing global pollution in a time when the evidence linking CO2 emissions to global warming was undeniable by any sane person.

Selama sepuluh tahun terakhir ini penggunaan batubara dalam negeri terus mengalami pertumbuhan sejalan dengan pertumbuhan perekonomian dan industrialisasi. Sektor tenaga listrik merupakan sektor yang mengkonsumsi batubara paling besar. Saat ini sekitar 30 % dari total
pembangkitan menggunaan bahan bakar batubara. Diperkirakan konsumsi batubara untuk pembangkit listrik akan mencapai dua kali lipat pada awal abat 21.

Permasalahan utama dalam pemanfaatan batubara adalah wujud batubara yang berupa zat padat sehingga kurang luwes dalam transportasinya. Disamping itu batubara mengandung sulfur, nitrogen dan abu dalam jumlah besar sehingga gas buang hasil pembakaran menghasilkan polutan seperti SO2 dan NO2 serta abu terbang. Pembakaran batubara juga menghasilkan CO2 yang berperan dalam proses pemanasan global. Permasalahan tersebut terus dicari pemecahannya melalui riset-riset yang telah dan sedang dikembangkan saat ini.

Aktivitas riset dalam PLTU batubara saat ini telah melahirkan konsep baru yang menjanjikan dapat menaikkan efisiensi, mengurangi emisi polutan dari gas buang serta menghasilkan limbah yang minimum. Konsep baru tersebut adalah teknologi pembakaran fluidized bed dan teknologi gasifikasi batubara.

Integrated Coal Gasification Combined Cycle

Teknologi IGCC merupakan merupakan salah satu teknologi batubara bersih yang sekarang dalam tahap pengembangan. Istilah IGCC ini merupakan istilah yang paling banyak digunakan untuk menyatakan daur kombinasi gasifikasi batubara terintegrasi. Meskipun demikian masih ada beberapa istilah yang digunakan yaitu ICGCC (Integrated Coal Gasification Combined Cycle) dan CGCC (Coal Gasification Combined Cycle) yang sama artinya.

Komponen utama dalam riset IGCC adalah pengembangan teknik gasifikasi batubara. Gasifikasi batubara pada prinsipnya adalah suatu proses perubahan batubara menjadi gas yang mudah terbakar. Proses ini melalui beberapa proses kimia dalam reaktor gasifikasi (gasifier). Mula-mula batubara yang sudah diproses secara fisis diumpankan ke dalam reaktor dan akan mengalami proses pemanasan sampai temperatur reaksi serta mengalami proses pirolisa (menjadi bara api). Kecuali bahan pengotor, batubara bersama-sama dengan oksigen dikonversikan menjadi hidrogen, karbon monoksida dan methana. Proses gasifikasi batubara berdasarkan sistem reaksinya dapat dibagi menjadi empat macam yaitu : fixed bed, fluidized bed, entrained flow dan molten iron bath.

Dalam fixed bed, serbuk batubara yang berukuran antara 3 – 30 mm diumpankan dari atas reaktor dan akan menumpuk karena gaya beratnya. Uap dan udara (O2) dihembuskan dari bawah berlawanan dengan masukan serbuk batubara akan bereaksi membentuk gas. Reaktor tipe ini dalam prakteknya mempunyai beberapa modifikasi diantaranya adalah proses Lurgi, British Gas dan KILnGas. Sedangkan proses yang menggunakan prinsip fluidized bed adalah High-Temperature Winkler, Kellog Rust Westinghouse, dan U-gas. Dalam fluidized bed gaya dorong dari uap dan O2 akan setimbang dengan gaya gravitasi sehingga serbuk batubara dalam keadaan mengambang pada saat terjadi proses gasifikasi. Serbuk batubara yang digunakan lebih halus dan berukuran antara 1 – 5 mm. Dalam entrained flow serbuk batubara yang berukuran 0.1 mm dicampur dengan uap dan O2 sebelum diumpankan ke dalam reaktor. Proses ini telah digunakan untuk memproduksi gas sintetis dengan nama proses Koppers-Totzek. Proses yang sejenis kemudian muncul seperti proses PRENFLO, Shell, Texaco , dan DOW. Proses molten iron bath merupakan pengembangan dalam proses industri baja. Serbuk batubara diumpankan ke dalam reaktor bersama-sama dengan kapur dan O2. Kecuali proses molten iron bath semua proses telah digunakan untuk keperluan pembangkit listrik.

Saat ini teknologi IGCC sedang dikembangkan di seluruh dunia, seperti : Jepang, Belanda, Amerika Serikat dan Spanyol. Di samping proses gasifikasi yang terus mengalami perbaikan, gas turbin jenis baru juga terus dikembangkan. Temperatur masukan gas turbin yang tinggi akan dapat menaikkan efisiensi dan ini dapat dicapai dengan penggunaan material baru dan perbaikan sistem pendinginnya.

Prinsip kerja dari IGCC ditunjukkan pada gambar di atas. IGCC merupakan perpaduan teknologi gasifikasi batubara dan proses pembangkitan uap. Gas hasil gasifikasi batubara mengalami proses pembersihan sulfur dan nitrogen. Sulfur yang masih dalam bentuk H2S dan nitrogen dalam bentuk NH3 lebih mudah dibersihkan sebelum dibakar dari pada sudah dalam bentuk oksida dalam gas buang. Sedangkan abu dibersihkan dalam reaktor gasifikasi. Gas yang sudah bersih ini dibakar di ruang bakar dan kemudian gas hasil pembakaran disalurkan ke dalam turbin gas untuk menggerakkan generator. Gas buang dari turbin gas dimanfaatkan dengan menggunakan HRSG (Heat Recovery Steam Generator) untuk membangkitkan uap. Uap dari HRSG (setelah turbin gas) digabungkan dengan uap dari HRSG (setelah reaktor gasifikasi) digunakan untuk menggerakkan turbin uap yang akan menggerakkan generator.

Kelebihan-kelebihan IGCC

Penggunaan teknologi PLTU batubara konvensional saat ini mempunyai kekurangan yaitu efisiensinya rendah yang berkisar antara 33 – 36 %. Efisiensi ini dapat ditingkatkan dengan membangun unit pembangkit yang lebih besar atau dengan menaikkan suhu dan tekanan dalam siklus panasnya. Cara ini mempunyai keterbatasan dan menambah tingkat kerumitan dalam pemilihan materialnya. Disamping itu tuntutan dalam memelihara lingkungan hidup (seperti telah disebutkan di atas) akan menambah biaya pembangkitan karena adanya penambahan peralatan seperti : de-SOX (desulfurisasi), de-NOX (denitrifikasi) dan penyaring debu (electrostatic precipitator). Pemasangan peralatan ini juga akan mengurangi efisiensi total pembangkit listrik.

Teknologi IGCC ini mempunyai kelebihan yaitu dalam hal bahan bakar : tidak ada pembatas untuk tipe, ukuran dan kandungan abu dari batubara yang digunakan. Dalam hal lingkungan : emisi SO2, NOX, CO2 serta debu dapat dikurangi tanpa penambahan peralatan tambahan seperti de-SOX dan de-NOX dan juga limbah cair serta luas tanah yang dibutuhkan juga berkurang. Disamping itu pembangkit listrik IGCC mempunyai produk sampingan yang merupakan komoditi yang mempunyai nilai jual seperti : sulfur, asam sulfat dan gypsum.

Efisiensi pembangkit listrik ICGG berkisar antara 38 – 45 % yang lebih tinggi 5 – 10 % dibandingkan PLTU batubara konvensional. Hal ini dimungkinkan dengan adanya proses gasifikasi sehingga energi yang terkandung dalam batubara dapat digunakan secara efektif dan digunakannya HRSG untuk membentuk suatu daur kombinasi antara turbin gas dan turbin uap.

(700 MW; 73 % C; 1.2 % S; 10 % ash; Hu = 25000 kJ/kg; IGCC : 98 % desulphurization; conventional power plant : 200 mg/m3 SO2 in flue gas; dry).

Dalam sistem IGCC, sekitar 95 – 99 % dari kandungan sulfur dalam batubara dapat dihilangkan sebelum pembakaran. NOX dapat dikurangi sebesar 70 – 93 % dan CO2 dapat dikurangi sebesar 20 – 35 % (emisinya berkisar antara 0.75 – 0.85 kg CO2/kWh) dibandingkan dengan PLTU batubara konvensional. Dengan tingkat emisi yang rendah maka dapat untuk mencegah terjadi hujan asam karena emisi polutan SO2 dan NOX serta mencegah terjadinya pemanasan global karena emisi CO2.

Salah satu hal yang menarik dalam sistem IGCC adalah pembangunannya dapat dilakukan secara bertahap yaitu:
- tahap pertama : pembangunan turbin gas dan perlengkapan pembangkit listrik
- tahap kedua : pembangunan sistem daur kombinasi, dan
- tahap ketiga : pembangunan unit gasifikasi.

Pembangunan dua tahap yang pertama memerlukan biaya investasi yang relatif kecil dan sudah dapat menghasilkan tenaga listrik. Investasi yang besar hanya dibutuhkan pada saat pembangunan tahap ketiga dan dilaksanakan bila sudah dinilai ekonomis untuk mengganti bahan bakar dari gas alam dengan batubara. Disamping itu sistem IGCC didesain secara modular sehingga mudah untuk dikembangkan menjadi unit yang lebih besar kapasitasnya pada saat kebutuhan tenaga listrik sudah meningkat.

Kesimpulan

Pemakaian tenaga listrik di Indonesia selama 20 tahun terakhir ini mengalami peningkatan yang cukup pesat yaitu 14.5 % per tahun dan dalam 25 tahun mendatang diperkirakan akan terus mengalami peningkatan dengan pertumbuhan sebesar 7.8 % per tahun. Pada tahun 1996 kebutuhan tenaga listrik diperkirakan sebesar 140.7 TWh dan pada tahun 2021 kebutuhan mencapai 617.9 TWh. Sedangkan pangsa penggunaan batubara untuk pembangkit listrik terus meningkat pesat dari 21 % pada tahun 1996 menjadi 78 % pada tahun 2021. Pemakaian batubara dalam jumlah besar ini harus menerapkan teknologi batubara bersih, salah satunya yaitu IGCC, supaya dampak lingkungannya minimum. IGCC saat ini sedang dalam taraf pengembangan dan diharapkan sudah beroperasi secara komersial dalam waktu dekat ini. Pembangkit listrik IGCC mempunyai keunggulan bila dibandingkan dengan PLTU konvensional dengan tambahan de-SOX dan de-NOX dalam hal dampak lingkungan. Bagi Indonesia pembangkit listrik IGCC merupakan teknologi alternatif yang patut dipertimbangkan untuk menggantikan PLTU batubara konvensional yang sudah habis masa gunanya dan untuk pembangunan pembangkit listrik yang baru.

Artikel di atas ialah rangkuman sebuah makalah yang ditulis oleh Agus Sugiyono, seorang peneliti di BPP Teknologi.

At the same time, the carbon in our atmosphere is higher that it is been in 420,000 years. And it is still climbing. The evidence lies in the rise of sea levels, unusual fluctuations in the seasons, more droughts, storms, floods, and significant threats to public health. The world’s scientific community has reached consensus: Humans are playing a major role in climate change.

“Climate change is like life-cancer. If we waited to long to be assured, we’re too late to do anything about it.”

The world’s appetite for energy is increasing. A generation ago, China was powered by human sweat. A generation from now, it will surpass the United States in greenhouse gas emissions.

Global energy consumption is expected to double by the year 2030 and to triple by 2060. Today, most of our energy comes from burning fossil fuels. This alone causes more climate destruction than any other human activity, contributing 80% of the contaminants that cause air pollution and more than 88% of the greenhouse gas emissions responsible for global warming.

Yet, we rely on energy to sustain life and to grow our economies.

This video is co-provided by YouTube. If you experience errors playing the video, check you Internet connection. The video needs a high speed DSL/Broadband connection. To avoid lag times when playing the video, click the play button and let your Internet browser cache the video. Re-play after the video has been cached completely.

Not much happens in Modbury. Some say the last time the peace was disturbed was in 1643 when Roundheads and Cavaliers fought in its streets. But a revolution of another kind will take place on Monday. The historic market town of Modbury in South Devon has, from the 27th of April 2007, become Britain’s first plastic bag free town. All shops have removed their current stock of carrier bags (which will be recycled and turned into furniture)..

The Plastic Bag Free Town: This is a painting of the Modbury Town, a tiny town with a population of 1,553 citizens. Imagine in our city to be as clean as this one. A nice way to stop the horrendous plastic bag pollution.

Spurred by environmental fervour and growing concern about the 100bn or more plastic bags thought to be littering the world and clogging the seas, the town’s 43 traders have unilaterally declared their independence from the plastic bag and have pledged to no longer sell, give away or otherwise provide them to anyone in Modbury for a minimum of six months. But from now on, if you buy olives from Adam in the deli, a steak from Simon the butcher, or a sweet and sour from Phil in the Chinese, they will come wrapped in corn starch paper. Helen in the ironmongers, Sue in the gallery and Sarah in the gift shop are moving to cotton. If tourists nip into the Co-op for ice cream, they will be given a cloth bag. Modbury will be full of biodegradable, organic, fairtrade, unbleached, recycled carrier bags of every description – except plastic.

The idea of a plastic bag-free town comes from Rebecca Hoskins, a young Modbury-born-and-raised wildlife camerawoman who went to the Pacific last year to film marine life for the BBC but experienced horrendous plastic bag pollution.

“It really affected me,” she said. “I have never cried behind a camera before. I’m not a blubby person. But it broke my heart to see animals entangled in plastic, albatrosses dying in plastic, dolphins trailing plastic and seals with their noses trapped in parcel tape roll. The sea is now like a trash can and the plastic is there for ever. It doesn’t go away for hundreds of years. What I witnessed was just so unnecessary. All this damage is simply caused by our throwaway living.”

She returned to Devon, went diving and found the seas there also full of plastic. “So I booked the Modbury art gallery, invited all the traders and showed them my film. At the end they all said they would give up plastic bags.”

Shoppers will in future be only offered the re-useable calico Modbury Bag which is being sold at a cost price of £3.95 (a smaller version is available at £1.50) or alternately cornstarch plastic-free bags for food products.

This initiative is intended to prevent the disposal of toxic carrier bags on to our landfill sites which is both harmful to the soil and to wildlife.

Billions of plastic shopping bags end up being bulldozed into our landfill sites every year, their content is toxic and inevitably a percentage of them are blown away and present a serious threat to wildlife both in the countryside and to marine animals.

“They’ve got it now,” said Ms Hoskins, who gave up her film work two months ago to concentrate on turning the town plastic bag-free. “It seems to have really brought people together. The shops have sent all their unused plastic bags to Newcastle where they are being made into plastic chairs, and they have all set up plastic bag amnesty points where people can bring in the hundreds of bags that they keep under the kitchen sink. Now it’s just a question of seeing if people accept it. We are all trembling now. To be a pioneer is pretty scary.”

But what she’s done is great right?? Yep, to be a pioneer is pretty scary but to see people following you is pretty amazing..

Reference(s): environment.guardian.co.uk, antique-fine-art.com

Bandung Penuh Sampah: Tumpukan sampah menggunung pernah menjadi fenomena menarik di Kota Bandung. Sejenak kita bisa lupa bahwa Kota Bandung pernah dijuluki Kota Kembang dan bahkan Parijs van Java.

Mmm, masih ingat saat Bandung dipenuhi sampah? Ingat bahwa sampah pernah berceceran di sepanjang Jalan Dago? Bahkan di pintu masuk Kota Bandung sekalipun (Pasteur), sampah menggunung hingga mengambil sediki ruas jalan di sekitar ramp Pasupati. Dan baunya itu yang gak nahan! Sekali kena air lindi, roda mobil Anda akan bau berhari-hari. Untungnya waktu itu presiden kita langsung ngasih titah untuk bikin TPA baru, walaupun agak jauh jaraknya dari Bandung. Mungkin ngga yaa masalah itu keulang lagi? MUNGKIN! Trus gmn dong?

Liat kan gambar di atas? Kalo kita ngga secepetnya cari cara menanggulangi atau memanfaatkan sampah, dijamin keadaan kayak gini bakal segera terulang..

“Btw.. berbicara tentang air lindi, ada yang ingat berapa indeks BOD dan COD dalam air lindi?? Apa teman-teman pernah membayangkan apabila air lindi itu masuk ke dalam tanah, lalu masuk meresap hingga ke sumur-sumur penduduk?? Dengan BOD dan COD yang sedemikian tingginya, kira-kira apa yang bakal terjadi??”

Kemarin saya baru saja melihat beberapa artikel bagus soal ‘waste utilization’, kira-kira artikel tersebut ngasih saran begini soal bagaimana caranya memanfaatkan sampah agar bisa menghasilkan energi.

Cara memanfaatkan sampah paling jadul: jadikan KOMPOS aja!

Cara ini cukup berarti lho.. sampah yang bisa dikurangin dengan cara ini cukup banyak kok. Dan teknologinya sederhana. Buktinya Divisi Workshop HIMATEK aja bisa bikin dan ngasih penyuluhan.

Sampah bisa dijadiin bahan bakar.

Pada dasarnya sampah itu tergolong dalam kategori biomassa (terutama sampah organik). Belakangan banyak diomongin kan? Biomassa bisa digunakan sebagai bahan bakar walaupun nilai kalornya cukup jauh di bawah bahan bakar minyak. Tapi dengan dilakukan pencampuran (dengan batubara misalnya), terbukti kalo biomassa bisa dijadikan bahan bakar alternatif masa depan. nah, kalo biomassanya sampah, gimana cara ngolahnya biar jadi energi? Inget kuliah SU II nggak? Pas Pak Heri ngejelasin tentang proyeknya soal gasifikasi? Sampah sendiri bisa dijadikan bahan bakar kompor gasifikasi (jadi kayak propan buat elpiji gt..). Lumayan cemerlang kan idenya? Kalo berhasil,yakin bisa ngurangin sampah banyak banget yang berarti bisa menghasilkan energi yang banyak juga. Apalagi bisa dibilang ini merupakan sumber energi terbarukan kan? Semester lalu, saat saya sedang group meeting penelitian di kampus saya, ada anak S2 yang penelitiannya tentang ini, dan dia rencananya memanfaatkan sampah rumah tangga. Kebayang kan betapa cara ini bisa ngurangin sampah berapa banyak? Berikut diagram alir gasifikasi biomassa (biomassanya dianggap sampah yaa) dan gasifiernya:

Salah satu cara paling revolusioner menurut penulis, perkenalkan: PLTSa!

Pembangkit Listrik Tenaga Sampah (PLTSa) baru ada satu unit di Indonesia. Dan harusnya Bandung bangga dengan adanya teknologi ini di sana (or should i say ‘di sini’? hehe..). Yep, pembangkit listrik tenaga sampah pertama resmi dibuka akhir september kemaren. Dimana sih? PLTSa pertama ini terletak di TPA Babakan di Desa Babakan Kecamatan Ciparay Kabupaten Bandung. PLTSa ini berkapasitas sekitar 500 kW dimana sampah yang akan diolah sekitar 30-50 ton per hari (WOW!!). Pembangunan PLTSa Babakan ini merupakan pilot project implementasi pemusnahan sampah di Indonesia dalam bentuk pembangkit listrik tenaga non-komersial. Proyek ini juga merupakan bentuk dari CSR PT PLN. Desain sistem ini sepenuhnya dilakukan oleh Lembaga Penelitian dan Pengabdian Masyarakat (LPPM) ITB Bandung (akhirnya kita bisa berguna juga buat masyarakat..). Adanya PLTSa ini diharapkan menjadi salah satu cara memperpanjang umur TPA di sekitar Bandung.

Kepala LPPM ITB, Dr. Ir. Ari Darmawan Pasek ngomong gini soal PLTSa ini:
“Pada dasarnya PLTSa ini merupakan PLTU berbahan bakar sampah. Turbin uap yang digunakan akan berbentuk condensing type diproduksi oleh PT NTP (NUsantara Turbin dan Propulsi) sementara generatornya diciptakan oleh PT Pindad.” (Teringat sesuatu? hahaha kalo turbin uap, siklus apa yaa? hahaha..)

Sayang penulis belum mendapat gambar yang menunjukkan PLTSa ini. Namun diyakini, dengan adanya PLTSa ini, permasalahan sampah sedikit demi sedikit akan berkurang. Semoga segera tumbuh PLTSa-PLTSa yang lain di seluruh Indonesia.

Gimana? menurut temen-temen cara2 di atas bisa dilakukan nggak? PASTI BISA!! apalagi sama kita yang notabene ngerti tentang prosesnya bla.. bla.. bla..

Hanya mencoba sedikit berguna bagi bangsa..

Berikut secuplik ulasan dari KOMPAS:

Pengusaha Cemas Pertamina Naikkan Harga Minyak

Jakarta, Kompas – Meski harga minyak mentah 100 dollar AS per barrel hingga akhir tahun, pemerintah diperkirakan masih dapat menanggung beban itu selama produksi minyak tidak turun di bawah satu juta barrel per hari. Tetapi, tanpa upaya peningkatan produksi dan harga tetap tinggi, kerepotan bakal muncul tahun 2008.

Kalau harga minyak mentah bertahan rata-rata 85 dollar AS per barrel sampai akhir tahun, dengan asumsi produksi (lifting) minyak mentah pada kisaran 1,025 juta barrel per hari, APBN 2007 diperkirakan tekor bersih hanya Rp 5 triliun.’

Dari secuplik berita di atas, bisa dilihat kan betapa harga minyak mentah yang tinggi banget itu menimbulkan rugi yang cukup besar untuk Indonesia. Menurut temen-temen, kira-kira cara untuk mengurangi kerugiannya gimana?

1. Meningkatkan produksi (walah.. ini super duper susah nih, melihat peralatan dan teknologi :p)
2. Meningkatkan harga BBM (dimana semua orang pasti tambah teriak..)

Kalau pemerintah nggak melakukan salah satu dari 2 hal di atas, mau gimana lagi?

Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral atau ESDM diingatkan untuk berupaya keras mencapai produksi minyak sesuai APBN Perubahan 2007 sebesar 0,950 juta barrel per hari.

Setiap penurunan produksi minyak 50.000 barrel per hari hingga akhir 2007 akan menambah beban berupa pembengkakan defisit APBN Rp 10 triliun.

Seiring melonjaknya harga minyak mentah, harga bahan bakar minyak (BBM) untuk industri pada November 2007 dipastikan naik. Kondisi itu bakal memberatkan dunia usaha.

Tahun depan pengusaha harus mengeluarkan dana untuk membayar UMR (Upah Minimum Regional). Berdasar laporan sementara dari berbagai daerah di Indonesia, UMR tahun 2008 diperkirakan naik hingga di atas 15 persen dari tahun lalu.

Hmm. Yang bakal heboh berarti bukan cuma masyarakat aja kan? Pengusaha juga. Nah, kira-kira sebagai orang Teknik Kimia yang bisa dibilang berhubungan erat dengan masalah ini, apa yang bisa kita buat untuk Indonesia?

Sedikit masalah untuk membuka wawasan.. khususnya bagi mereka yang ingin bekerja di Oil and Gas Industry..