Salah satu cara yang potensial untuk mengurangi konsumsi batubara sekaligus mengurangi emisi gas rumah kaca dari pembakaran batubara adalah co-firing batubara dengan limbah biomassa.

Co-firing

Co-firing batubara dengan limbah biomassa dapat mengurangi emisi gas rumah kaca

Co-firing merupakan suatu proses pembakaran dua material yang berbeda secara bersamaan. Dengan menggunakan co-firing, emisi dari pembakaran suatu bahan bakar fosil dapat dikurangi. Co-firing merupakan salah satu metode alternatif untuk mengubah biomassa menjadi tenaga listrik, yaitu dengan cara substitusi sebagian batubara dengan biomassa di dalam suatu coal boiler. Biomassa dikenal sebagai zero CO2 emission, dengan kata lain tidak menyebabkan akumulasi CO2 di atmosfer, dan biomassa juga mengandung lebih sedikit sulfur jika dibandingkan dengan batubara. Oleh karena itu,co-firing batubara dan biomassa menyebabkan menurunnya emisi CO2 dan jumlah polutan NOx dan SOx dari bahan bakar fosil.

Dengan co-firing, dampak korosi pada dinding pembakar akan diminimalisir.

Selain itu, pembakaran batubara dan limbah biomassa secara bersamaan mengurangi korosi yang disebabkan oleh klorin. Biomassa apabila dibakara kana menghasilkan zat alkali klorida yang kemudian akan bereaksi dengan sulfur oksida dan aluminium silikat, dimana keduanya adalah hasil pembakaran dari batubara. Hasil reaksi akan berupa alkali sulfat dan alkali silikat serta HCl yang tidak bersifat korosif sehingga aman bagi alat-alat pembakar. Metode co-firing batu bara dan limbah biomassa ini telah didemonstrasikan, diuji, serta dibuktikan pada semua tipe boiler yang umum digunakan pada unit pembangkit listrik. Efisiensi yang dicapai dengan metode ini hampir mencapai 33 – 37%.

Hingga saat ini, terdapat tiga jenis konfigurasi co-firing yang telah digunakan, yaitu direct co-firing, indirect cofiring, dan parallel co-firing.

1. Direct Co-firing

Pada konfigurasi ini, biomassa (sebagai bahan bakar sekunder) dimasukkan bersamaan dengan batubara (sebagai bahan bakar primer) ke dalam boiler yang sama. Direct co-firing lebih umum digunakan karena paling murah. Pada direct co-firing sendiri, ada dua pendekatan yang dapat dilakukan. Yang pertama adalah pencampuran dan perlakuan awal terhadap biomassa dan batubara dilakukan bersamaan sebelum diumpankan ke pembakar. Yang kedua, perlakuan awal biomassa dan batubara dilakukan secara terpisah, kemudian baru diumpankan ke pembakar.



Proses Direct Co-firing (K-boiler)

2. Indirect Co-firing

Konfigurasi indirect co-firing mengacu pada proses gasifikasi biomassa, dimana gas hasil gasifikasi biomassa kemudian diumpankan ke dalam pembakar dan dibakar bersama batubara. Dengan menggunakan konfigurasi ini, abu dari biomassa akan terpisah dari abu batubara dengan tetap menghasilkan rasio co-firing yang sangat tinggi. Kekurangan dari indirect co-firing adalah biaya investasinya yang tinggi.



Proses indirect co-firing dengan menggunakan (a) pre-furnace PP, atau (b) gasifier RG untuk biomassa (K-boiler)

3. Parallel Co-firing

Parallel co-firing melibatkan suatu pembakar dan boiler terpisah untuk biomassa, dimana hasil pembakaran dari biomassa akan membangkitkan steam yang kemudian akan digunakan pada sirkuit power plant pembakaran batubara. Walaupun konfigurasi ini membutuhkan investasi yang lebih besar daripada direct co-firing, konfigurasi ini memiliki kelebihan tersendiri. Dengan menggunakan konfigurasi ini,sangatlah mungkin untuk digunakan bahan bakar dengan kandungan logam alkali dan klorin tinggi dan abu dari hasil pembakaran batubara serta biomassa akan dihasilkan terpisah.



Konfigurasi parallel co-firing (K-boiler)

Tantangan Menggunakan Biomassa sebagai Feedstock

Co-firing jerami dengan batubara telah dilakukan di DTI, Denmark.

Limbah biomassa yang umum digunakan dalam bidang energi adalah limbah pangan (jerami gandum, tandan kosong sawit, batang tebu, dll), limbah perhutanan, dan tanaman energi (ditanam khusus sebagai bahan bakar). Penggunakan biomassa dalam proses co-firing dengan batubara memiliki sebuah kendala. Biomassa memiliki karakteristik yang berbeda dengan batubara. Pada umumnya,analisis proksimat dari biomassa menunjukkan kandungan volatil sebesar 80% dan20% karbon tetap (basis kering dan basis bebas abu). Biomassa memiliki kelembaban yang tinggi sehingga nilai kalornya rendah. Kelembaban yang tinggi akan menyebabkan turunya temperatur pembakaran maksimum dan meningkatkan waktu tinggal yang dibutuhkan pada ruang pembakaran dan juga dapat menyebabkan terjadi pembakaran tidak sempurna. Biomassa juga mengandung abu yang l;ebih sedikit daripada batubara, akan tetapi kandungan logam alkali tinggi pada abu biomassa. Logam alkali merupakan salah satu penyebab terjadinya fouling di permukaan perpindahan panas.
Sebagian besar permasalahan yang timbul pada proses co-firing batubara dengan limbah biomassa berasal dari sifat fisik dan kimia biomassa, karena itu diperlukan pre-treatement terhadap biomassa sebelum digunakan dalam proses co-firing. Pilihan pre-treatment yang dapat dilakukan adalah drying, sizing, balling, pelletizing, briquetting, washing/leaching, torefaksi, torefaksi dengan pelletizing, dan pirolisis.

Referensi:

Maciejewska, A., et all . Co-firing of Biomass with Coal: Constraints and Role of Biomass Pre-treatment. DG JRC, Institute for Energy. 2006.
Veijonen et all.  Biomass Co-firing: An Efficient Way to Reduce Greenhouse Gas Emissions. European Bioenergy Network (EUBIONET).
Biomass Co-firing: A Renewable Alternative for Utilities. National Renewable Energy Laboratory, U.S. Department of Energy (DOE). 2000.
Abirama dan Mandolang. Torefaksi Jerami Padi dan Tandan Kosong Kelapa Sawit. Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Bandung. 2009.
Van Loo dan Koppejan. The Handbook of Biomass Combustion and Co-firing.

Coal Power Station

Salah satu bahan bakar fosil yang umum digunakan saat ini adalah batubara. Batubara adalah sumber energi yang paling mudah diambil dari alam. Namun, pembangkitan energi dengan batubara menimbulkan limbah yang cukup banyak, di antaranya fly ash. Fly ash adalah salah satu residu hasil pembakaran batubara. Komponen yang terkandung dalam fly ash bervariasi bergantung pada sumber batubara yang dibakar, tetapi semua fly ash mengandung SiO2 dan CaO. Jika tidak diolah lebih lanjut, fly ash dapat menyebabkan dampak negatif bagi lingkungan. Fly ash dapat mengkontaminasi air tanah dengan kandungan pengotor seperti arsenik, barium, berillium, boron, cadmium, komium, thallium, selenium, molibdenum dan merkuri.

Pemanfaatan batubara juga memberikan dampak negatif lain berupa emisi karbon dioksida. Gas CO2 ini, lebih jauh lagi, akan menimbulkan dampak berupa efek rumah kaca. Oleh karena itu, dalam pemanfaatan batubara sebagai sumber energi, diperlukan suatu metode untuk menangkap gas CO2 dari hasil pembakaran batubara dan menyimpannya dalam suatu materi isolator. Teknologi ini dikenal dengan nama Carbon Capture and Storage (CCS). Banyak metode penangkapan CO2 yang sedang dikembangkan saat ini, di antaranya adalah adsorpsi, absorpsi, penggunaan membran, proses kriogenik, dan pemanfaatan mikroba.

Salah satu metode penangkapan CO2 adalah metode adsorpsi dengan menggunakan kalsium oksida, magnesium oksida, seng oksida, dan tembaga oksida. Sorbent yang paling umum digunakan dalam industri adalah CaO (kalsium oksida) yang terdapat di alam dalam bentuk CaCO3. Untuk mendapatkan CaO dari batuan kapur, batuan kapur harus terlebih dahulu diaktivasi, yaitu dengan memanaskan batu kapur hingga rentang temperatur kalsinasi, yang umumnya berkisar 800-950 derajat Celsius. Proses akitivasi ini jelas membutuhkan energi dalam jumlah yang besar, serta melepaskan CO2 ke lingkungan saat diaktivasi. Proses ini dikhawatirkan akan membuang CO2 lebih banyak ke lingkungan dibandingkan dengan jumlah CO2 yang berhasil ditangkap. Oleh karena itu, diperlukan suatu alternatif sorbent yang tidak memerlukan aktivasi terlebih dahulu.

Fly Ash

Fly ash dari pembakaran batubara merupakan salah satu contoh sorbent yang dapat digunakan. Fly ash yang diperoleh dari pembakaran batubara memiliki kandungan CaO yang dapat langsung dimanfaatkan untuk mengadsorp CO2 tanpa perlu diaktivasi kembali, sehingga kebutuhan energi untuk melakukan proses kalsinasi dapat dihindari. Selain itu, fly ash hasil pembakaran batubara tersedia dalam jumlah besar dan terus dihasilkan, sehingga fly ash yang telah digunakan tidak perlu dikarbonasikan kembali, melainkan dapat langsung dibuang. Fly ash yang digunakan dalam penangkapan CO2 ini memiliki kandungan kalsium yang tinggi sehingga akan langsung bereaksi dengan air. Hasil dari proses hidrasi fly ash tersebut adalah terbentuknya Ca(OH)2 dan fase C-H-S yang reaktif terhadap CO2. Reaksi yang terjadi selanjutnya adalah:

CO2 + Ca(OH)2 –> CaCO3 + H2O
CaO.nSiO2.mH2O(C-S-H) + CO2 –> CaCO3 + SiO2 + mH2O

Selain dapat mengurangi emisi CO2 yang dihasilkan dari proses pembangkitan energi dengan batubara, metode ini juga dapat memanfaatkan hasil samping produksi batubara lainnya, yaitu fly ash. Adanya teknologi yang tepat guna seperti ini selanjutnya diharapkan dapat membantu pemenuhan kebutuhan energi yang ramah lingkungan.

Sumber:
http://en.wikipedia.org/wiki/Fly_ash
http://www.geology.sk/co2neteast/documents/workshop_bratislava/AU_BOCHENCZYK.pdf
Nugraha Yohannes A. dan Aditya Tanuwijaya, Penangkapan CO2 dengan Fly Ash Termodifikasi, 2009.

Gambar:
http://static.guim.co.uk/sys-images/Guardian/Pix/pictures/2008/12/16/1229431063588/Coal-power-station-001.jpg
http://www.tva.gov/kingston/photo_gallery/images/123012.jpg

Batubara

Di Amerika, industri batubara sedang menggembar-gemborkan rencana untuk mengubah jutaan ton batubara menjadi diesel ataupun bahan bakar cair lainnya. Beberapa pihak menilai rencana ini merupakan sebuah proses yang mahal dan tidak efisien. Alasannya sederhana: masalah lingkungan.  Batubara cair diproduksi saat batubara dikonversi menjadi bahan bakar cair yang dapat digunakan untuk transportasi. Terdapat dua metode untuk mengkonversi batubara menjadi bahan bakar cair: - Direct liquefaction Pada metode ini, batubara dilarutkan pada temperatur dan tekanan tinggi. Proses ini sangat efisien, namun produk cair membutuhkan pemurnian lebih jauh untuk dapat menghasilkan karakteristik bahan bakar yang bagus. - Indirect liquefaction Pada metode ini, batubara digasifikasi untuk membentuk syngas (campuran hidrogen dan karbon monoksida). Syngas tersebut selanjutnya dikondensasi dengan menggunakan katalis (tahap Fischer-Tropsch) untuk menghasilkan produk berkualitas tinggi.

Proses Pembuatan Coal to Liquid

Bahan bakar cair turunan batubara ini memiliki sifat bebas sulfur, berkadar partikulat rendah dan berkadar nitrogen oksida rendah. Kelebihan lain dari penggunaan batubara cair adalah batubara tersedia di seluruh dunia, sehingga dapat meningkatkan energy security dari suatu daerah. Namun, beberapa pihak menolak pengguanaan batubara cair ini sebagai bahan bakar alternatif. Dalam penggunaannya, batubara cair sebagai bahan bakar alternatif dinilai dapat: 1. Meningkatkan dampak negatif dari penambangan batubara 2. Menimbulkan efek global warming sebesar hampir dua kali lipat per gallon bahan bakar

Emisi CO2 CTL

Penyebaran skala besar pabrik batubara cair dapat menyebabkan peningkatan yang signifikan dari penambangan batubara. Penambangan batubara akan memberikan dampak negatif yang berbahaya. Penambangan ini dapat menyebabkan limbah yang beracun dan bersifat asam serta akan mengkontaminasi air tanah. Selain dapat meningkatkan efek berbahaya terhadap lingkungan, peningkatan produksi batubara juga dapat menimbulkan dampak negatif pada orang-orang yang tinggal dan bekerja di sekitar daerah penambangan. Produksi batubara cair membutuhkan batubara dan energi dalam jumlah yang besar. Proses ini juga dinilai tidak efisien. Faktanya, 1 ton batubara hanya dapat dikonversi menjadi 2 barel bensin. Proses konversi yang tidak efisien, sifat batubara yang kotor, dan kebutuhan energi dalam jumlah yang besar tersebut menyebabkan batubara cair menghasilkan hampir dua kali lipat emisi penyebab global warming dibandingkan dengan bensin biasa. Walaupun karbon yang terlepas selama produksi ditangkap dan disimpan, batubara cair tetap akan melepaskan 4 hingga 8 persen polusi global warming lebih banyak dibandingkan dengan bensin biasa.

Emisi Berbagai Bahan Bakar

Beberapa ahli menyatakan bahwa penggunaan batubara cair termasuk kategori “bersih” karena bebas sulfur, namun saat batubara diubah menjadi bahan bakar transportasi, dua aliran karbon dioksida terbentuk: satu dari pabrik produksi batubara cair dan satu dari pipa pembuangan kendaraan yang membakar bahan bakar tersebut. Emisi dari pabrik produsen batubara cair lebih besar daripada pabrik produsen dan pemurnian minyak mentah untuk memproduksi bensin, diesel, dan bahan bakar transportasi lainnya. Selain berdampak negatif pada global warming, batubara cair juga memiliki dampak negatif lain terhadap lingkungan. Lebih dari 4 gallon air dibutuhkan untuk setiap gallon bahan bakar yang diproduksi. Hal ini akan mengancam persediaan air yang terbatas. Dampak-dampak di atas menjelaskan bahwa penggunaan batubara sebagai bahan bakar alternatif berbahaya bagi lingkungan dan tidak sejalan dengan pencarian solusi masalah global warming. Beberapa pihak menilai dibandingkan dengan menggunakan batubara cair sebagai bahan bakar alternatif, lebih baik berinvestasi untuk industri energi yang lebih ramah lingkungan dan membantu kita menyelesaikan permasalahan global warming. Batubara cair, dilihat dari dampak negatif di atas, bukanlah jawaban yang tepat untuk masa depan energi dunia.

Sumber:

http://www.worldcoal.org/pages/content/index.asp?PageID=423
http://www.nrdc.org/globalWarming/coal/liquids.pdf
http://www.sierraclub.org/coal/liquidcoal/
http://maine.sierraclub.org/Liquid%20coal%20fact%20sheet.pdf

Gambar: http://www.energyandoil.com/the-coal-to-liquid-debate-part-i http://www.greencar.com/articles/five-fuels-driving-future.php

Notations

Gasification is a process that converts carbonaceous materials, such as coal or biomass, into gas mixture of carbon monoxide, hydrogen, methane, and other gas by reacting raw material at certain condition which can involve or not involve other reactant. The resulting gas mixture is called synthesis gas or syngas and is itself a fuel. Gasification is a very efficient method for extracting energy from many different types of organic materials, and also has applications as a clean waste disposal technique.

The advantage of gasification is the syngas utilization which is more efficient than direct combustion of the original fuel; more of the energy contained in the fuel is extracted. Syngas may be burned directly in internal combustion engines (ICE), used to produce methanol and hydrogen, or converted via Fischer-Tropsch process into synthetic fuel. Gasification of fossil fuels is currently widely used on industrial scales to generate electricity. In this work, gasification is distinguished into two kind based on the operating temperature: conventional gasification (higher temperature) and biogasification (lower temperature).

Conventional gasification process is conducted in relatively extreme operating condition (T > 7000°C, P > 1 atm), which consumes more capital and operating cost. Biogasification has a rather mild operating condition and therefore consumes less cost. But on the other hand, the products are not diversified as much as conventional gasification and have slower reaction rate per feed mass unit. This work aimed to give perspective about biogasification process especially the one that uses lignite coal as feed.

Conventional Gasification

In conventional gasification, coal undergoes several consecutive processes:

Figure 1. Illustration of pyrolysis process in conventional gasification.

Figure 2. Illustration of the gasification process in conventional gasification.

1. The heating or drying process. Moisture content of the coal will be removed by this process.
2. The pyrolysis (or devolatilization) process occurs as the carbonaceous particle heats up. Volatiles are released and char is produced. The process depends on the properties of the carbonaceous material and determines the structure and composition of the char, which will then undergo gasification reactions.
3. The combustion process occurs as the volatile products and some of the char reacts with oxygen to form carbon dioxide and carbon monoxide, which provides heat for the subsequent gasification reactions. Letting C represent a carbon-containing organic compound, the basic reaction here is C + 0.5 O₂ -> CO
4. The gasification process occurs as the char reacts with carbon dioxide and steam to produce carbon monoxide and hydrogen, via the reaction C + H₂O -> H₂ + CO
5. CO from gasification process reacts with steam to yield carbon dioxide and hydrogen gas until equilibrium is reached. The equilibrium reaction is CO + H₂O = CO₂ + H₂

There are three types of contacting methods between coal and other reactants in conventional gasification: fixed bed, fluidized bed, entrained flow. Further information about these contacting methods can be seen in this article (article in Bahasa Indonesia).

Biogasification

Biogasification process (Fig. 3) is a highly complex microbial process. Although many microorganisms can be involved in these fermentative reactions, this work only talks about bacteria fermentation because of following reasons:

1. Bacteria cell has the second smallest size amongst microorganism (the first was virus, which has been known does not grow on coal) so they can penetrate better into micropores of the coal than other microorganism.
2. Bacteria is the microorganism that has been studied thoroughly as biocatalyst of biogasification process.

Figure 3. Schematic diagram of biogasification process. (A) hidrolytic process (B) acidogenic process (C) methanogenic process

In this process, organic compounds of coal are being degraded in three consecutive and parallel reactions, which are: hidrolytic, acidogenic, and methanogenic, which are explained below.

1. Hidrolytic bacteria, which are involve in the first step, degrade complex organic to simple organics, etc. These bacteria are usually obligate anaerobes in genera such as Bacteroides, Bifidobacterium, Eubacterium, etc. One that often used is Escherichia coli.
2. Acidogenic bacteria degrade the simple organics further. These bacteria are usually anaerobes too. An example of this group is Methanobacterium omelianskii.
3. Methanogenic bacteria are the one that produce methane and carbon dioxide. They are unicellular, Gram-variable, strict anaerobes that do not form endospores. Several species of methanogenic bacteria have been isolated, studied in pure culture. Some of notable species are Methanobacterium formicicum, M. bryantii, Methanobrevibacter ruminantium, Methanococcus halophillus.
   The microorganisms for the reaction can be obtained from anaerobic waste water treatment, preferably the one that treats coal slurry.

Assumption, Data, and Additional Information

1. The bases of calculation is 100 tones of coal
2. Physical properties (molecular weight, heat capacity, and density) of coal are taken by simulation (Aspen Hysys 3.2 ®) and calculation from available data. The values of the physical properties are displayed in Table 1.

Table 1. Properties of coal

Properties of coal	Value
Heat capacity (MJ/ton.K)	4.1816
Molecular weight	8.053643
Density (kg/m3)	1350

3. Conventional gasification syngas component properties, which are: mean % yield (mol/mol dry coal) and heat of combustion, are obtained from Klass and Geankoplis, respectively. The values are displayed in Table 2.
4. Raw gas compositions of the product gas from biogasification process are obtained by using data from Leuschner and calculating the mass balance. The process scheme is displayed in Fig. 4.

Figure 4. Schematic diagram of a biogasification plant

The detail of data and assumption that was taken to calculate the mass and energy balance from Figure 4 is mentioned below.

Pretreatment

1. Adding of water (solvent and steam) 10 times of lignite mass flow.
2. Adding of NaOH (0.17 b/b slurry) and H2O2 (1.8 b/b slurry).
3. Preheating to 250°C and 45 bar.
4. Retention time in reactor: 80 s.
5. Pretreatment Reactor Yield (DSS/feed) = 56.25%.
6. TDVS = 43.75 % of feed = 77.78 % of DSS.

Biogasification

1. There are two methods to fermented solubilized lignite: anaerobic packed column, and anaerobic halophilic in salty cavern.
2. Anaerobic packed column is chosen because:
   • has shorter retention times than salty cavern (24 hours to 16 days) to achieve same rate of methane production (1.2×108 SCFD)
   • has smaller reactor volume than salty cavern (2.3×107 gal to 3.68×108 gal)
   • Economic analysis by Leuschner shows that using anaerobic halophilic microorganism will cost more in capital, operation, and maintenance.
3. Operation condition of anaerobic digester: temperature 350C in atmospheric pressure.
4. TDVS is converted 100%.
5. Conversion of TDVS into CH4 = 40% of TDVS = 31.112 % of diluted soluble solid or 17.5 % from dry raw coal
6. Conversion of TDVS into TVA = 20% of TDVS = 15.556 of diluted soluble solid.
7. The rest of TDVS is converted into CO2.
8. Energy consumption is defined as energy that needed to conduct the highest operating temperature for each process.
9. Our parameter of comparison is amount of energy production and percentage of energy consumption per energy production.

Results

The result which is displayed in Table 3 showed us that biogasification process has the lowest % energy (consumption/production) but also has the lowest amount of energy production. This fact indicates that biogasification process is the most efficient process in energy usage but produce the least energy per unit mass of feed coal.

Conclusion

From the result we can conclude that biogasification is a prospective industry from energy efficiency point of view. The disadvantage of the process, which is small amount of energy production, can be reconsidered since the solid phase still can be utilized as feed for other processes like combustion reaction to produce additional energy. The calculation of this combustion process can not be done because of the lack of information in such process. It is suggested to do further research in biogasification of coal before establish it in large scale industry.

References

1. Klass, Donald L., 1998. Biomass for Renewable Energy, Fuels, and Chemicals. Academic Press.
2. Leuschner, A. P., Mark J.L., and Annette S. M., Biological Methane Production from Texas Lignite. Bioprocessing and Biotreatment of Coal, 109-130
3. Sasongko, D., 2006. Coal Utilization and Processing. Lecture Note of Department of Chemical Engineering, Faculty of Industrial Technology, Institut Teknologi Bandung.
4. Setiadi, Tjandra and Retno G. D., 2003. Pengelolaan Limbah Industri. Lecture Note of Department of Chemical Engineering, Faculty of Industrial Technology, Institut Teknologi Bandung.
5. Speight, J.G., 1994. The Chemistry and Technology of Coal. Marcell Dekker, Inc.

Di bidang teknik kimia, gasifikasi digunakan sebagai teknik untuk mengkonversi bahan bakar padat menjadi gas. Gas yang dihasilkan pada gasifikasi disebut gas produser yang kandungannya didominasi oleh gas CO, H₂, dan CH₄. Bahan bakar yang umum digunakan pada gasifikasi adalah bahan bakar padat, salah satunya adalah batubara. Jika ditinjau dari produk yang dihasilkan, pengolahan batubara dengan gasifikasi lebih menguntungkan dibandingkan pengolahan dengan pembakaran langsung. Dengan teknik gasifikasi, produk pengolahan batubara lebih bersifat fleksibel karena dapat diarahkan menjadi bahan bakar gas atau bahan baku industri kimia yang tentunya memiliki nilai jual yang lebih tinggi.

Untuk melangsungkan gasifikasi diperlukan suatu suatu reaktor. Reaktor tersebut dikenal dengan nama gasifier. Ketika gasifikasi dilangsungkan, terjadi kontak antara bahan bakar dengan medium penggasifikasi di dalam gasifier. Kontak antara bahan bakar dengan medium tersebut menentukan jenis gasifier yang digunakan. Secara umum pengontakan bahan bakar dengan medium penggasifikasinya pada gasifier dibagi menjadi tiga jenis, yaitu entrained bed, fluidized bed, dan fixed/moving bed. Perbandingan ketiga jenis gasifier tersebut ditampilkan pada Tabel 1.

Pada pembahasan ini, teknik gasifikasi yang akan dibahas adalah gasifikasi unggun terfluidakan. Jika dibandingkan dengan jenis gasifikasi lainnya, gasifikasi unggun terfluidakan memiliki beberapa keunggulan, di antaranya adalah:

• mampu memproses bahan baku berkualitas rendah,
• kontak antara padatan dan gas bagus,
• luas permukaan reaksi besar sehingga reaksi dapat berlangsung dengan cepat,
• efisiensi tinggi, dan
• emisi rendah.

Reaksi pada Gasifikasi Unggun Terfluidakan

Gasifikasi umumnya terdiri dari empat proses, yaitu pengeringan, pirolisis, oksidasi, dan reduksi. Pada gasifier jenis unggun terfluidakan, kontak yang terjadi saat pencampuran antara gas dan padatan sangat kuat sehingga perbedaan zona pengeringan, pirolisis, oksidasi, dan reduksi tidak dapat dibedakan. Salah satu cara untuk mengetahui proses yang berlangsung pada gasifier jenis ini adalah dengan mengetahui rentang temperatur masing-masing proses, yaitu:

• Pengeringan: T > 150 °C
• Pirolisis/Devolatilisasi: 150 < T < 700 °C
• Oksidasi: 700 < T < 1500 °C
• Reduksi: 800 < T < 1000 °C

Proses pengeringan, pirolisis, dan reduksi bersifat menyerap panas (endotermik), sedangkan proses oksidasi bersifat melepas panas (eksotermik). Pada pengeringan, kandungan air pada bahan bakar padat diuapkan oleh panas yang diserap dari proses oksidasi. Pada pirolisis, pemisahan volatile matters (uap air, cairan organik, dan gas yang tidak terkondensasi) dari arang atau padatan karbon bahan bakar juga menggunakan panas yang diserap dari proses oksidasi. Pembakaran mengoksidasi kandungan karbon dan hidrogen yang terdapat pada bahan bakar dengan reaksi eksotermik, sedangkan gasifikasi mereduksi hasil pembakaran menjadi gas bakar dengan reaksi endotermik. Penjelasan lebih lanjut mengenai proses-proses tersebut disampaikan pada uraian berikut ini.

Pirolisis
Pirolisis atau devolatilisasi disebut juga sebagai gasifikasi parsial. Suatu rangkaian proses fisik dan kimia terjadi selama proses pirolisis yang dimulai secara lambat pada T < 350 °C dan terjadi secara cepat pada T > 700 °C. Komposisi produk yang tersusun merupakan fungsi temperatur, tekanan, dan komposisi gas selama pirolisis berlangsung. Proses pirolisis dimulai pada temperatur sekitar 230 °C, ketika komponen yang tidak stabil secara termal, seperti lignin pada biomassa dan volatile matters pada batubara, pecah dan menguap bersamaan dengan komponen lainnya. Produk cair yang menguap mengandung tar dan PAH (polyaromatic hydrocarbon). Produk pirolisis umumnya terdiri dari tiga jenis, yaitu gas ringan (H₂, CO, CO₂, H₂O, dan CH₄), tar, dan arang. Secara umum reaksi yang terjadi pada pirolisis beserta produknya adalah:

Oksidasi (Pembakaran)
Oksidasi atau pembakaran arang merupakan reaksi terpenting yang terjadi di dalam gasifier. Proses ini menyediakan seluruh energi panas yang dibutuhkan pada reaksi endotermik. Oksigen yang dipasok ke dalam gasifier bereaksi dengan substansi yang mudah terbakar. Hasil reaksi tersebut adalah CO2 dan H2O yang secara berurutan direduksi ketika kontak dengan arang yang diproduksi pada pirolisis. Reaksi yang terjadi pada proses pembakaran adalah:

Reaksi pembakaran lain yang berlangsung adalah oksidasi hidrogen yang terkandung dalam bahan bakar membentuk kukus. Reaksi yang terjadi adalah:

Reduksi (Gasifikasi)
Reduksi atau gasifikasi melibatkan suatu rangkaian reaksi endotermik yang disokong oleh panas yang diproduksi dari reaksi pembakaran. Produk yang dihasilkan pada proses ini adalah gas bakar, seperti H2, CO, dan CH4. Reaksi berikut ini merupakan empat reaksi yang umum telibat pada gasifikasi.

• Water-gas reaction
  Water-gas reaction merupakan reaksi oksidasi parsial karbon oleh kukus yang dapat berasal dari bahan bakar padat itu sendiri (hasil pirolisis) maupun dari sumber yang berbeda, seperti uap air yang dicampur dengan udara dan uap yang diproduksi dari penguapan air. Reaksi yang terjadi pada water-gas reaction adalah:
  C + H₂O -> H₂ + CO – 131.38 kJ/kg mol karbon

  Pada beberapa gasifier, kukus dipasok sebagai medium penggasifikasi dengan atau tanpa udara/oksigen.

• Boudouard reaction
  Boudouard reaction merupakan reaksi antara karbondioksida yang terdapat di dalam gasifier dengan arang untuk menghasilkan CO. Reaksi yang terjadi pada Boudouard reaction adalah:
  CO₂ + C -> 2CO – 172.58 kJ/mol karbon
• Shift conversion
  Shift conversion merupakan reaksi reduksi karbonmonoksida oleh kukus untuk memproduksi hidrogen. Reaksi ini dikenal sebagai water-gas shift yang menghasilkan peningkatan perbandingan hidrogen terhadap karbonmonoksida pada gas produser. Reaksi ini digunakan pada pembuatan gas sintetik. Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut:
  CO + H₂O -> CO₂ + H₂ – 41.98 kJ/mol
• Methanation
  Methanation merupakan reaksi pembentukan gas metan. Reaksi yang terjadi pada methanation adalah:
  C + 2H₂ -> CH₄ + 74.90 kJ/mol karbon

  Pembentukan metan dipilih terutama ketika produk gasifikasi akan digunakan sebagai bahan baku indsutri kimia. Reaksi ini juga dipilih pada aplikasi IGCC (Integrated Gasification Combined-Cycle) yang mengacu pada nilai kalor metan yang tinggi.

Salah satu reaktor gasifikasi unggun terfluidakan di sebuah pembangkit listrik dari batubara.

Gasifikasi Unggun Terfluidakan

Gasifikasi unggun terfluidakan dioperasikan dengan cara memfluidisasi partikel bahan bakar dengan gas pendorong yang berupa udara/oksigen, baik dicampur dengan kukus maupun tidak dicampur. Gas pendorong tersebut memiliki dua fungsi, yaitu sebagai reaktan dan sebagai medium fluidisasi. Pada gasifikasi unggun terfluidakan, gas pendorong yang umum digunakan adalah udara. Pada gasifier jenis ini, udara dan bahan bakar tercampur pada unggun yang terdiri dari padatan inert berupa pasir. Keberadaan padatan inert tersebut sangat penting karena berfungsi sebagai medium penyimpan panas.

Gasifikasi unggun terfluidakan dioperasikan pada temperatur relatif rendah, yaitu 800 – 1000 °C. Temperatur operasi tersebut berada di bawah temperatur leleh abu sehingga penghilangan abu yang dihasilkan pada gasifikasi jenis ini lebih mudah. Hal inilah yang menyebabkan gasifikasi unggun terfluidakan dapat digunakan pada pengolahan bahan bakar dengan kandungan abu tinggi sehingga rentang penerapan gasifikasi unggun terfluidakan lebih luas daripada gasifikasi jenis lainnya. Gasifier unggun terfluidakan memiliki beberapa kelebihan dibandingkan dengan gasifier jenis lainnya, yaitu:

• Rentang penanganan jenis bahan bakar lebar
• Tingkat perpindahan panas dan massa bahan bakar tinggi
• Nilai pemanasan tinggi
• Kadar arang rendah

Jenis Gasifikasi Unggun Terfluidakan

Berdasarkan proses kontak antara gas dengan partikel bahan bakar, gasifier unggun terfluidakan dibagi menjadi dua jenis, yaitu Bubbling Fluidized Bed Gasifier (BFBG) dan Circulating Fluidized Bed Gasifier (CFBG). Pada penggunaannya, CFBG lebih unggul daripada BFBG. Hal ini disebabkan oleh:

• Adanya saluran sirkulasi yang memungkinkan pengolahan kembali bahan bakar yang belum terkonversi. Dengan adanya saluran sirkulasi tersebut, waktu tinggal bahan bakar di dalam gasifier lebih lama sehingga memungkinkan bahan bakar terkonversi sempurna.
• Laju alir udara yang digunakan pada CFBG lebih besar. Kecepatan yang digunakan pada CFBG (4 – 7 m/s), sedangkan kecepatan yang digunakan pada BFB (1 – 1.5 m/s). Hal ini menyebabkan kecepatan kontak antara gas dengan padatan yang terjadi pada CFBG tinggi sehingga pencampuran massa dan perpindahan panas yang terjadi lebih baik daripada BFBG.

Penggunaan Gasifikasi Unggun Terfluidakan

Gasifikasi unggun terfluidakan dapat digunakan untuk mengolah bahan bakar dengan rentang yang lebar khususnya bahan bakar kualitas rendah dengan kandungan abu tinggi sehingga cocok digunakan untuk meningkatkan kualitas bahan bakar bernilai rendah. Pada umumnya, gas hasil gasifikasi unggun terfluidakan dibakar untuk menggerakkan mesin atau untuk membangkitkan kukus. Gas tersebut juga dapat dibakar bersamaan dengan bahan bakar lainnya. Selain itu, gas hasil gasifikasi unggun terfluidakan dapat digunakan pada pembangkit listrik melalui sebuah sistem kombinasi siklus yang disebut integrated gasification combined-cycle (IGCC).

Jika ditinjau dari potensi penerapannya di Indonesia, teknologi gasifikasi unggun terfluidakan (fluidisasi) memiliki potensi yang cukup besar karena sebagian besar cadangan batubara Indonesia tergolong dalam batubara kualitas rendah. Oleh sebab itu, pengolahan batubara dengan cara gasifikasi unggun terfluidakan merupakan salah satu alternatif yang dapat digunakan untuk memaksimalkan hasil pengolahan batubara Indonesia.

Referensi:
^[1] Basu P. Combustion and Gasification in Fluidized Beds. 2006; 21– 23: 59– 67: 74– 82.
^[2] Higman C, MVD Burgt. Gasification. 2003; 98 – 109.

Salah satu jenis bahan bakar fosil ialah batubara. Dibandingkan bahan bakar fosil lainnya, batubara mempunyai beberapa keunggulan, di antaranya:

1. Batubara yang siap diekploitasi secara ekonomis terdapat dalam jumlah banyak.
2. Batubara terdistribusi secara merata di seluruh dunia.
3. Jumlah yang melimpah membuat batubara menjadi bahan bakar fosil yang paling lama dapat menyokong kebutuhan energi dunia.

Namun, batubara juga memiliki kelemahan yaitu:

1. Identik sebagai bahan bakar yang kotor dan tidak ramah lingkungan karena komposisinya yang terdiri dari C, H, O, N, S, dan abu.
2. Kandungan C per mol batubara jauh lebih besar dibandingkan bahan bakar fosil lainnya sehingga pengeluaran CO₂ dari batubara jauh lebih banyak. Selain itu, kandungan S dan N batubara bisa terlepas sebagai SO_x dan NO_x dan menyebabkan terjadinya hujan asam.

Oleh karena itu, perlu dikembangkan metode baru dalam pemanfaatan batubara agar dapat meredam isu-isu lingkungan yang mungkin terjadi.

Salah satu metode yang dapat menjadi alternatif ialah pembakaran batubara menggunakan campuran O₂/CO₂. Keunggulan utama dari metode ini yaitu adanya daur ulang aliran gas keluaran sehingga kandungan CO₂ pada aliran tersebut sangat tinggi, mencapai 95%. Dengan kandungan CO₂ yang tinggi, proses pemisahan karbondioksida menjadi lebih mudah dan ekonomis dibandingkan pada pembakaran batubara konvensional (menggunakan udara) yang hanya menghasilkan CO₂ sekitar 13% pada gas keluaran. Gas keluaran dengan kandungan CO₂ sampai 95% bahkan dapat langsung digunakan untuk proses oil enhanced recovery (EOR) ^[2]. Pembakaran batubara menggunakan campuran O₂/CO₂ ditampilkan pada gambar di bawah ini.

Gambar 1. Diagram alir proses pembakaran batubara dengan menggunakan campuran gas O₂/CO₂

Batubara (fuel) dibakar dalam sebuah combustion chamber dengan menggunakan campuran gas oksigen dan karbondioksida. Oksigen didapatkan dari proses pemisahan nitrogen dan oksigen dari udara dalam sebuah Air Separation Unit. Karbondioksida sendiri merupakan gas hasil pembakaran batubara yang kembali dialirkan ke dalam combustion chamber. Aliran recycle karbondioksida ini menyebabkan peningkatan konsentrasi gas karbondioksida yang sangat signifikan di aliran keluaran sehingga memudahkan proses pemisahan karbondioksida itu sendiri. Pemisahan karbondioksida dapat diselenggarakan menggunakan metode konvensional seperti menggunakan CO₂ absorber maupun metoda terkini seperti pemisahan dengan membran. Tingginya konsentrasi CO₂ di aliran umpan absorber atau membran akan memudahkan proses pemisahan sehingga spesifikasi alat pemisah tidak terlalu memakan biaya besar.

Selain kandungan CO₂ gas keluaran yang tinggi, metode ini juga mempunyai efisiensi pembakaran karbon yang tinggi. Hasil penelitian Liu (2005) menunjukkan bahwa pembakaran batubara menggunakan media O₂/CO₂ menghasilkan efisiensi pembakaran karbon yang lebih tinggi dibandingkan pembakaran batubara konvensional. Hal itu dibuktikan dari kandungan karbon baik pada fly ash maupun bottom ash yang jauh lebih sedikit.

Sumber:
^[1] www.europeanenergyforum.eu
^[2] Liu, Hao, et all, Comparison of pulverized coal combustion in air and in mixture of O2/CO2, Fuel 84 (2005) 833 – 840.

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

Sulphur dioxide from burning fossil fuels and nitrogen oxide from automobile exhaust fumes react with the water vapor in the atmosphere producing acidic vapors that mix with the clouds. When the wind blows, these acid bearing clouds maybe move hundred of kilometers away from the source of the pollutants. The acid rain that results is damaging to water, forest, and soil resources and can corrode metals and the surfaces of buildings.

One way to address the problem of acid rain is to stop burning high sulphur coal. Coal with less sulphur releases less sulphur dioxide. Another solution is to equip coal burning power plants with scrubber technology. Scrubbers are placed in the smoke stacks and force the sulphurine smoke over suspended alkali particles such as lime. The sulphur oxide reacts with these particles to form an ash that can be removed from the stack as a slurry or powder. Scrubbers can remove up to 95% of sulphur oxide from smoke before it reaches the air.

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.

Penggunaan abu terbang batubara sebagai campuran beton untuk bangunan California Academy of Science.click photo to enlarge

Produksi abu terbang batubara (fly ash) didunia pada tahun 2000 diperkirakan berjumlah 349 milyar ton^[1]. Penyumbang produksi abu terbang batubara terbesar adalah sektor pembangkit listrik. Produksi abu terbang dari pembangkit listrik di Indonesia terus meningkat, pada tahun 2000 jumlahnya mencapai 1,66 milyar ton dan diperkirakan mencapai 2 milyar ton pada tahun 2006^[2].

Abu terbang batubara umumnya dibuang di landfill atau ditumpuk begitu saja di dalam area industri. Penumpukkan abu terbang batubara ini menimbulkan masalah bagi lingkungan. Berbagai penelitian mengenai pemanfaatan abu terbang batubara sedang dilakukan untuk meningkatkan nilai ekonomisnya serta mengurangi dampak buruknya terhadap lingkungan. Saat ini umumnya abu terbang batubara digunakan dalam pabrik semen sebagai salah satu bahan campuran pembuat beton. Selain itu, sebenarnya abu terbang batubara memiliki berbagai kegunaan yang amat beragam:

1. Penyusun beton untuk jalan dan bendungan
2. Penimbun lahan bekas pertambangan
3. Recovery magnetit, cenosphere, dan karbon
4. Bahan baku keramik, gelas, batu bata, dan refraktori
5. Bahan penggosok (polisher)
6. Filler aspal, plastik, dan kertas
7. Pengganti dan bahan baku semen
8. Aditif dalam pengolahan limbah (waste stabilization)
9. Konversi menjadi zeolit dan adsorben

Konversi abu terbang batubara menjadi zeolit dan adsorben merupakan contoh pemanfaatan efektif dari abu terbang batubara. Keuntungan adsorben berbahan baku abu terbang batubara adalah biayanya murah. Selain itu, adsorben ini dapat digunakan baik untuk pengolahan limbah gas maupun limbah cair. Adsorben ini dapat digunakan dalam penyisihan logam berat dan senyawa organik pada pengolahan limbah. Abu terbang batubara dapat dipakai secara langsung sebagai adsorben atau dapat juga melalui perlakuan kimia dan fisik tertentu sebelum menjadi adsorben. Zeolit yang disintesis dari abu terbang batubara banyak digunakan untuk keperluan pertanian. Zeolit banyak dikonsumsi dalam pemurnian air, pengolahan tanah, dll. Zeolit dibuat dengan cara mengkonversi aluminosilikat yang terdapat pada abu terbang batubara menjadi kristal zeolit melalui reaksi hidrotermal.

Sifat Fisika dan Kimia Abu Terbang

Komponen utama dari abu terbang batubara yang berasal dari pembangkit listrik adalah silika (SiO₂), alumina, (Al₂O₃), dan besi oksida (Fe₂O₃), sisanya adalah karbon, kalsium, magnesium, dan belerang. Rumus empiris abu terbang batubara ialah: Si_1.0Al_0.45Ca_0.51Na_0.047Fe_0.039Mg_0.020K_0.013Ti_0.011

Sifat kimia dari abu terbang batubara dipengaruhi oleh jenis batubara yang dibakar dan teknik penyimpanan serta penanganannya. Pembakaran batubara lignit dan sub-bituminous menghasilkan abu terbang dengan kalsium dan magnesium oksida lebih banyak daripada bituminus. Namun, memiliki kandungan silika, alumina, dan karbon yang lebih sedikit daripada bituminous. Kandungan karbon dalam abu terbang diukur dengan menggunakan Loss On Ignition Method (LOI).

Abu terbang batubara terdiri dari butiran halus yang umumnya berbentuk bola padat atau berongga. Ukuran partikel abu terbang hasil pembakaran batubara bituminous lebih kecil dari 0,075mm^[4]. Kerapatan abu terbang berkisar antara 2100 sampai 3000 kg/m³ dan luas area spesifiknya (diukur berdasarkan metode permeabilitas udara Blaine) antara 170 sampai 1000 m²/kg^[4].

Adsorben untuk Penyisihan Polutan pada Gas Buang

Abu terbang dapat dimanfaatkan sebagai adsorben untuk penyisihan polutan pada gas buang prose pembakaran yang berpotensi untuk merusak lingkungan seperti gas sulfur oksida yang menyebabkan hujam asam, gas nitrogen oksida yang menyebabkan pemanasan global, dan merkuri (Hg) yang berbahaya bagi makhluk hidup.

1. Penyisihan SO_x
   Industri-industri berusaha untuk mengurangi emisi SO_x dengan cara memasang unit flue gas desulphurization (FGD) dan unit scrubber. Dua unit tersebut banyak digunakan karena memiliki efisiensi yang tinggi terhadap proses de-SO_x. Namun, dua unit tersebut membutuhkan air dalam jumlah yang besar dan akibatnya menghasilkan limbah cair yang banyak. FGD tipe kering tidak membutuhkan pengolahan limbah cair tetapi tipe ini membutuhkan adsorben dalam jumlah besar untuk mencapai efisiensi de-SO_xyang tinggi. Abu terbang batubara lebih dipilih untuk digunakan sebagai adsorben pada FGD tipe kering dalam skala besar dibandingkan karbon aktif karena biayanya lebih murah. Dua tipe abu terbang batubara yang berasal dari fluidized bed combustion (FBC) dan pulverized coal combustion (PCC) telah diuji coba untuk menyisihkan SO₂ dengan bantuan kalsium hidroksida (CaOH₂)^[2]. Hasil uji coba tersebut adalah konversi CaO menjadi CaSO4 mencapai 92-100% dalam pereaksian selama 1 jam.
2. Penyisihan NOx
   Abu terbang batubara juga memiliki potensi sebagai adsorben untuk menyisihkan NO_x dari aliran gas buang. Emisi NO_x diserap oleh karbon tidak terbakar yang terdapat di dalam abu terbang batubara. Partikel karbon tersebut dapat juga diaktivasi untuk meningkatkan kinerja penyerapan NO_x. Penelitian yang dilakukan oleh Rubel et al menunjukkan bahwa perbandingan kapasitas penyerapan NO_x karbon dari abu terbang batubara yang diaktivasi dengan karbon aktif komersial adalah 1/3^[1].
3. Penyisihan merkuri (Hg)
   Emisi merkuri yang dihasilkan dari pembakaran batubara pada unit boiler mendapat perhatian yang besar dari pemerhati lingkungan karena berpotensi merusak lingkungan dan menjadi ancaman bagi kesehatan makhluk hidup. Abu terbang batubara dapat dijadikan salah satu adsorben untuk mengontrol emisi merkuri dengan bantuan filter dari bahan kain misalnya dengan memakai baghouse filter. Peneliti Serre dan Silcox menyatakan bahwa karbon yang tidak terbakar di dalam abu terbang batubara dapat digunakan sebagai substitusi karbon aktif yang murah dan efektif. Abu terbang batubara dapat diinjeksikan secara berkala di dalam baghouse filter yang digunakan untuk menyisihkan merkuri. Luas permukaan dan struktur abu terbang batubara yang berpori merupakan dua hal yang menyebabkan abu terbang batubara berpotensi untuk menyerap emisi merkuri.
4. Penyisihan gas-gas organik
   Selain dapat digunakan untuk menyisihkan tiga polutan diatas, abu terbang batubara juga dapat digunakan untuk menyisihkan gas organik. Penelitian yang dilakukan oleh Peloso, menunjukkan bahwa abu terbang batubara yang telah melewati proses aktivasi secara termal dapat menyisihkan uap toluene.

Adsorben untuk Penyisihan Ion Logam Berat pada Limbah Cair

Logam berat adalah polutan yang memberikan dampak signifikan bagi kesehatan makhluk hidup. Proses penghilangan logam berat dari limbah cair sudah dilakukan dengan beberapa cara seperti, presipitasi menggunakan bahan kimia, ekstraksi menggunakan pelarut tertentu, pertukaran ion, reverse osmosis, atau adsorpsi. Proses adsorpsi dengan pilihan jenis adsorben yang tepat jika dibandingkan dengan proses lainnya merupakan proses yang sederhana tapi efektif dalam penghilangan logam berat dari limbah cair.

Scanning Electron Microscopy abu terbang batubara.

Logam berat utama yang diteliti untuk diserap oleh abu terbang batubara adalah Pb, Ni, Cr, Cu, Cd, dan Hg. Penghilangan logam berat dari limbah cair melibatkan dua proses yaitu presipitasi dan adsorpsi. Proses presipitasi melibatkan kalsium hidroksida sedangkan proses adsorpsi melibatkan silika alumina. Kedua senyawa tersebut terkandung di dalam abu terbang batubara.

Peneliti bernama Bayat meneliti penghilangan logam Zn²⁺, Cd²⁺, Ni²⁺, Cu²⁺, dan Cr⁶⁺ menggunakan abu terbang batubara yang berasal dari batubara jenis lignit. Selain itu, Bayat juga membandingkannya hasil penghilangan logam berat tersebut dengan karbon aktif komersial. Hasil dari penelitian tersebut menunjukkan bahwa abu terbang batubara dapat menghilangkan logam berat seefektif karbon aktif pada kondisi tertentu. Proses adsorpsi maksimum terjadi pada kondisi pH 7-7.5^[5].

Abu terbang batubara juga merupakan adsorben yang baik untuk menghilangkan Cs. Abu terbang batubara juga dikonversi menjadi zeolit melalui proses hidrotermal dan digunakan untuk menghilangkan logam Cs, timbal, dan kadmium. Kapasitas adsorpsi zeolit abu terbang batubara untuk timbal sebesar 70.58 mg/g dan 95.6 mg/g untuk kadmium dengan konsentrasi awal kedua logam sebesar 100 mg/L.

Konversi Abu Terbang Batubara Menjadi Zeolit

Zeolit pada dasarnya merupakan padatan aluminium-silikat yang memiliki struktur yang berpori. Zeolit alam biasanya terbentuk dari batu dan abu gunung berapi yang beraksi dengan logam alkali tanah pada air tanah. Zeolit murni hampir tidak dapat ditemukan di alam. Biasanya terdapat pengotor seperti logam natrium dan kalsium. Abu terbang batubara memiliki potensi dikonversi menjadi zeolit jika memiliki kandungan alumina-silika yang cukup tinggi dan kandungan karbon yang rendah. Zeolit memiliki beberapa aplikasi industrial yaitu^[6]:

• Pertukaran ion : Penukar ion Na⁺/K⁺/Ca²⁺
• Adsorpsi pengotor gas : Adsorpsi selektif berdasarkan molekul gas spesifik
• Adsorpsi pengotor air : Adsorpsi reversibel air tanpa ada perubahan sifat fisik dan kimia dari zeolit itu sendiri

Jenis zeolit yang dihasilkan dari abu terbang bergantung pada komposisi awal dan metode konversinya. Metode yang umum digunakan adalah hydrothermal alkali treatment yaitu memanaskan campuran abu terbang dengan larutan alkali (KOH, NaOH, dsb.) dalam variasi waktu reaksi, suhu, dan tekanan tertentu^[6].

Tantangan Masa Depan

Abu terbang pada masa kini dipandang sebagai limbah pembakaran batubara. Penanganan abu terbang masih terbatas pada penimbunan di lahan kosong. Hal ini berpotensi bahaya bagi lingkungan dan masyarakat sekitar seperti, logam-logam dalam abu terbang terekstrak dan terbawa ke perairan, abu terbang tertiup angin sehingga mengganggu pernafasan. Sudut pandang terhadap abu terbang harus dirubah, abu terbang adalah bahan baku potensial yang dapat digunakan sebagai adsorben murah. Beberapa investigasi menyimpulkan bahwa abu terbang memiliki kapasitas adsorpsi yang baik untuk menyerap gas organik, ion logam berat, gas polutan. Modifikasi sifat fisik dan kimia perlu dilakukan untuk meningkatkan kapasitas adsorpsi.

Abu terbang (fly ash) batubara.

Berdasarkan paparan diatas sudah terbukti bahwa abu terbang batubara memiliki potensi yang besar sebagai adsorben yang ramah lingkungan. Abu terbang batubara dapat menjadi alternatif pengganti karbon aktif dan zeolit. Tetapi, kapasitas adsorpsi abu terbang sangat bergantung pada asal dan perlakuan pasca pembakaran batubara. Sampai sekarang, pemanfaatan abu terbang masih dilakukan dalam skala kecil karena umumnya kapasitas adsorpsinya masih rendah. Modifikasi sifat fisik dan kimia dapat meningkatkan kapasitas adsorpsi abu terbang. Peningkatan kapasitas adsorpsi dapat membuat adsorben dari abu terbang batubara kompetitif bila dibandingkan dengan karbon aktif dan zeolit^[1].

Konversi abu terbang menjadi zeolit adalah salah satu alternatif yang sangat potensial meningkatkan nilai ekonomis abu terbang. Karbon sisa pembakaran dalam abu terbang memiliki kualitas setara karbon aktif sehingga investigasi mengenai pemisahan karbon sisa berpotensi meningkatkan nilai ekonomis dari abu terbang. Zeolit memiliki kegunaan yang banyak seperti adsorben, resin penukar ion, molecular sieves, dll. Zeolit memilki kapasitas adsorpsi yang jauh lebih tinggi dibandingkan dengan abu terbang sehingga konversi abu terbang menjadi zeolit menjadi alternatif yang menjanjikan dimasa depan (Queroll, 2006). Penelitian di masa depan diharapkan dapat membuat konversi abu terbang menjadi zeolit komersil pada skala industri.

Referensi:
^[1] S.Wang, H. Wu , H, Journal of Hazardous Materials (2006).
^[2] Indonesia Power, PLTU Suralaya, (2002).
^[3] Putu Astari Merati, Utilization of fly ash from power plant for removal of dyes, (2006).
^[4] Yoga Pratama, Heri T. Putranto, Coal fly ash conversion to zeolite for removal of chromium and nickel from wastewaters, (2007).
^[5] B. Bayat, Journal of Hazardous Materials, Vol. 95(3)275-290,(2002).
^[6] X.Querol, et al, Int. J. Coal Geol. 50, 413-423, (2002).
^[7] D. Mohan, et al, Ind. Eng. Chem. Res. 41, 3688-3695, (2002).

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

Beberapa kontributor Majari sedang melakukan kunjungan ke Puslitbang tekMIRA yang terletak di Kota Bandung.

Pada tanggal 30 April 2008, beberapa kontributor Majari mendapatkan kesempatan untuk mengunjungi Puslitbang tekMIRA (Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral dan Batubara), suatu badan yang lahir dari penggabungan Balai Penelitian Tambang dan Pengolahan Bahan Galian dengan Akademi Geologi dan Pertambangan, pada 11 November 1976.

Artikel ini merupakan lanjutan dari artikel bagian pertama: Laporan Khusus: Puslitbang tekMIRA (Bagian 1). Artikel bagian pertama membahas tentang peralatan-peralatan pengolahan batubara yang terdapat di Puslitbang tekMIRA sedangkan artikel bagian kedua ini membahas tentang peralatan-peralatan yang dipakai untuk keperluan karakterisasi batubara.

Puslitbang tekMIRA memiliki beberapa laboratorium yang digunakan untuk menganalisis sifat-sifat fisika maupun kimia dari batubara. Sifat-sifat fisika maupun kimia yang dapat dianalisis antara lain:

1. Nilai kalor batubara (coal calorific value)
   Salah satu parameter penentu kualitas batubara ialah nilai kalornya, yaitu seberapa banyak energi yang dihasilkan per satuan massanya. Nilai kalor batubara diukur menggunakan alat yang disebut bom kalorimeter.
   

   Gambar 1. Bomb calorimeter digunakan untuk menentukan nilai kalor dalam batubara.

   Kalorimater bom terdiri dari 2 unit yang digabungkan menjadi satu alat. Unit pertama ialah unit pembakaran di mana batubara dimasukkan ke dalam bejana dan dibakar dengan pasokan udara/oksigen pembakar. Unit kedua ialah unit pendingin (kondensor) yang pada gambar di atas terletak pada bagian kanan.

2. Titik leleh abu (ash melting point)
   

   Gambar 2. Beberapa sampel abu (ash) batubara dari berbagai sumber yang berbeda.

   Abu (ash) merupakan produk samping proses pembakaran batubara. Apabila proses pembakaran terjadi pada temperatur di atas titik leleh abu, abu yang terbentuk akan meleleh dan menimbulkan penyumbatan di dalam reaktor (slagging). Hal tersebut menyebabkan nilai titik leleh abu penting sangat penting untuk diketahui secara pasti.

   Titik leleh abu merupakan suhu yang menunjukkan perubahan karakteristik abu batubara apabila dipanaskan pada kondisi standar. Prosedur analisa dimulai dengan membentuk abu batubara menjadi seperti kerucut dengan bantuan cetakan. Abu yang telah berbentuk kerucut tersebut kemudian dipanaskan di dalam furnace. Gambar 2 menunjukkan beberapa sampel batubara dari berbagai sumber. Abu batubara yang masih berbentuk seperti bedak ini kemudian dicetak dengan cetakan kerucut seperti pada Gambar 3 kiri.

   

   Gambar 3. Alat yang digunakan untuk mencetak abu (ash) sehingga membentuk kerucut (kiri). Sebuah ilustrasi yang menggambarkan bentuk abu selama proses pelelehan (kanan).

   Furnace dilengkapi dengan kamera yang terhubung dengan komputer untuk memantau karakteristik sampel di dalam furnace sehingga dapat ditentukan pada suhu berapa sampel mulai mengalami deformasi, membentuk sperikal, hemisperikal, dan akhirnya mulai meleleh. Proses perubahan bentuk dapat dilihat pada Gambar 3 kanan. Anda tahu berapa temperatur furnace yang digunakan untuk analisis titik leleh abu ini? 1170°C.

   

   Gambar 4. Komputer yang berfungsi untuk melihat foto hasil kamera yang dipasang pada furnace (kiri). Furnace yang digunakan untuk menganalisis titik leleh abu batubara (kanan).

3. Free Swelling Index (FSI)
   Free Swelling Index merupakan suatu parameter seberapa jauh batubara akan memuai apabila dipanaskan. Sampel batubara dimasukkan ke dalam cawan khusus dan dipanaskan di dalam furnace. Kokas diamati profilnya dengan cara membandingkan bentuk kokas dengan bentuk profil kokas standar yang mempunyai nilai dari angka 1 sampai 9. Gambar di bawah ini menunjukkan furnace yang digunakan dalam analisis FSI dan kokas yang terbentuk setelah proses pemanasan. Warna merah di dalam furnace terlihat karena tingginya temperatur di dalam furnace; Anda dapat merasakan panas radiasinya bahkan dari jarak 3 meter.
   

   Gambar 5. Furnace (kiri) dan kokas (coke) yang terbentuk setelah pemanasan (kanan)

4. True Specific Gravity (TSG)
   

   Gambar 6. Piknometer yang digunakan untuk analisis True Specific Gravity (TSG) batubara.

   True Specific Gravity (TSG) merupakan perbandingan antara densitas batubara dengan densitas air pada suhu referensi tertentu (misalnya 60°F atau 90°F). True specific gravity dapat dihitung dari berat cairan tipol yang dipindahkan oleh batubara kering yang lolos ayakan 60 mesh dan telah diketahui beratnya dalam suatu botol densitas (piknometer). Piknometer dikonsidikan dalam keadaan vakum agar batubara lebih cepat mengendap. Nilai TSG batubara umumnya bernilai antara 1,2 (bituminus) hingga 1,5 (antrasit). Dibandingkan dengan sekian banyak peralatan analisa yang ada di Puslitbang tekMIRA, peralatan penentuan TSG merupakan peralatan yang paling sederhana.

5. Kadar sulfur
   Salah satu cara untuk menentukan kadar sulfur yaitu melalui pembakaran pada suhu tinggi. Batubara dioksidasi dalam tube furnace dengan suhu mencapai 1350°C. Sulfur oksida (SOx) yang terbentuk sebagai hasil pembakaran kemudian ditangkap oleh oleh detektor infra merah dan kemudian dianalisis. Hasil analisis kemudian ditampilkan dalam komputer.
   

   Gambar 7. Furnace (kiri) terhubung dengan komputer (kanan) yang digunakan untuk menganalisa kadar sulfur dengan metode infra merah.

6. Analisis ultimat batubara (coal ultimate analysis)
   Analisis ultimat dilakukan untuk menentukan kadar karbon (C), hidrogen (H), oksigen (O), nitrogen, (N), dan sulfur (S) dalam batubara. Seiring dengan perkembangan teknologi, analisis ultimat batubara sekarang sudah dapat dilakukan dengan cepat dan mudah. Analisa ultimat ini sepenuhnya dilakukan oleh alat yang sudah terhubung dengan komputer. Prosedur analisis ultimat ini cukup ringkas; cukup dengan memasukkan sampel batubara ke dalam alat dan hasil analisis akan muncul kemudian pada layar komputer.
   

   Gambar 8. Alat yang digunakan untuk analisa ultimat batubara (kiri). Coba perhatikan logo Elementar, perusahaan produsen alat analisa ini, yang menyandingkan unsur-unsur kimia dengan warna karakternya masing-masing (kanan).

7. Analisis proksimat batubara (coal proximate analysis)
   

   Gambar 9. Alat yang digunakan untuk analisa proksimat batubara.

   Analisis proksimat batubara bertujuan untuk menentukan kadar fixed carbon, volatile matters, moisture, dan abu (ash). Fixed carbon ialah kadar karbon tetap yang terdapat dalam batubara setelah volatile matters dipisahkan dari batubara. Kadar fixed carbon ini berbeda dengan kadar karbon (C) hasil analisis ultimat karena sebagian karbon berikatan membentuk senyawa hidrokarbon volatile. Volatile matters adalah kandungan batubara yang terbebaskan pada temperatur tinggi tanpa keberadaan oksigen (misalnya CxHy, H2, SOx, dan sebagainya). Moisture ialah kandungan air yang terdapat dalam batubara sedangkan abu (ash) merupakan kandungan residu non-combustible yang umumnya terdiri dari senyawa-senyawa silika oksida (SiO2), kalsium oksida (CaO), karbonat, dan mineral-mineral lainnya. Sama halnya dengan alat analisis ultimat, alat analisis proksimat ini juga sudah terkomputerisasi.

Demikianlah laporan khusus kunjungan beberapa kontributor Majari ke Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral dan Batubara (Puslitbang tekMIRA) yang terletak di Kota Bandung. Semoga bermanfaat!

Salam Majari Kanayakan.

Artikel oleh Wahyu Hidayat. Fotografi oleh Michael Hutagalung.

Beberapa kontributor Majari sedang melakukan kunjungan ke Puslitbang tekMIRA yang terletak di Kota Bandung.

Pada tanggal 30 April 2008, beberapa kontributor Majari mendapatkan kesempatan untuk mengunjungi Puslitbang tekMIRA (Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral dan Batubara), suatu badan yang lahir dari penggabungan Balai Penelitian Tambang dan Pengolahan Bahan Galian dengan Akademi Geologi dan Pertambangan, pada 11 November 1976. Sebelum dikenal dengan sebutan Puslitbang tekMIRA, institusi ini bernama Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral (P3TM) sebagai perubahan dari nama Pusat Penelitian Teknologi Mineral (PPTM) yang waktu itu berada di bawah Direktorat Jenderal Pertambangan Umum (DJPU), Departemen Pertambangan dan Energi (DPE) Republik Indonesia. Banyak karya nyata yang telah dihasilkan untuk kepentingan pengembangan usaha di subsektor mineral dan batubara, serta tidak sedikit kontribusi yang diberikan untuk mendukung kebijakan DJPU maupun DPE.

Kunjungan ke Puslitbang tekMIRA diawali dengan presentasi berjudul “Kesiapan Teknologi Pemanfaatan Batubara” yang menjelaskan tentang pemanfaatan batubara yang dapat dilakukan secara tidak langsung, seperti misalnya melalui upgrading batubara dengan proses UBC (Upgrading Brown Coal), coal washing, dan CWF (Coal-Water Mixture Fuel) atau melalui konversi batubara ke dalam bentuk lainnya melalui gasifikasi, likuefaksi, serta pembriketan, dan juga secara langsung seperti dalam combustion power plant, cyclone burner, pulverized combustion, dan fluidized bed combustion. Acara dilanjutkan dengan presentasi kedua yang berjudul “Analisis/Pengujian Sifat Fisika dan Kimia Batubara” yang berisi penjelasan tentang metode-metode yang digunakan dalam menentukan sifat kimia batubara (analisis ultimat, proksimat, nilai kalor, komposisi abu, dan titik leleh abu) serta sifat fisika batubara (HGI – Hardgrove Grindability Index, FSI – Free Swelling Index, dan TSG – True Specific Gravity).

Puslitbang tekMIRA memiliki beberapa unit-unit peralatan pengolahan batubara. Sebagian besar alat-alat tersebut tidak lagi difungsikan dan hanya disimpan untuk keperluan kunjungan namun beberapa alat masih dapat dioperasikan untuk keperluan penelitian.

1. Unit penyiapan batubara
   

   Gambar 1. Conveyor belt

   Peralatan-peralatan pada unit ini berfungsi untuk mempersiapkan batubara sebelum diolah lebih lanjut. Dalam unit ini, batubara mendapat beberapa perlakuan, yaitu:

   • Pengecilan ukuran menggunakan jaw crusher hingga ukuran 4 mesh

   • Pengecilan ukuran menggunakan hammer mill hingga ukuran 8 mesh
   • Pengecilan ukuran hingga didapat sampel batubara berukuran -60 mesh dan -14+28 mesh
   • Pengeringan

   Di dalam unit pengolahan batubara nyata, perpindahan batubara dari satu alat ke alat lainnya dilakukan dengan conveyor belt atau dengan pneumatic conveyor.

2. Unit pembuatan briket batubara
   Proses pembuatan briket batubara tergambar dengan jelas dalam unit ini. Proses inti pembuatan briket batubara diawali dengan sebuah alat pembriketan (Gambar 2 kiri) dan dilanjutkan dengan alat pencetak briket (Gambar 2 kanan atau Gambar 3 kiri). Briket batubara yang telah dicetak dengan cetakan oval memiliki bentuk seperti yang terlihat pada Gambar 3 kanan. Briket batubara memiliki berbagai macam bentuk tergantung alat cetakan yang digunakan.
   

   Gambar 2. Alat pembriketan batubara (kiri) dan alat cetakan briket batubara bentuk sarang lebah (kanan)
   

   Gambar 3. Cetakan briket bentuk sarang lebah (kiri) dan briket yang telah dicetak dengan cetakan oval (kanan)

3. Unit gasifikasi dan pembakaran
   Selain pembuatan briket batubara, Puslitbang tekMIRA juga memiliki reaktor gasifikasi batubara. Tujuan utama dari proses gasifikasi ialah mengkonversi batubara menjadi gas sintesis (CO dan H2). Selain itu, terdapat juga cyclone burner, sebuah alat yang berfungsi sebagai combustion chamber yang memungkinkan kemudahan penggantian bahan bakar boiler dalam pabrik menjadi bahan bakar batubara. Berikut ini merupakan gambar dari reaktor gasifikasi dan cyclone burner.
   

   Gambar 4. Reaktor gasifikasi (kiri) dan cyclone burner (kanan)

4. Unit pencairan batubara
   

   Gambar 5. Heater untuk proses likuefaksi batubara skala laboratorium.

   Hingga saat ini, Puslitbang tekMIRA masih terus melakukan penelitian untuk menemukan konfigurasi dan kondisi operasi yang optimal mengenai teknologi likuefaksi batubara. Dalam penelitian Puslitbang tekMIRA, metode likuefaksi batubara yang digunakan ialah metoda likuefaksi secara langsung. Batubara, katalis, dan pelarut (solvent) dimasukkan ke dalam bejana. Selain itu, sejumlah tertentu gas hidrogen juga dialirkan ke dalam bejana. Bejana ini kemudian dipanaskan hingga temperatur 450°C dan tekanan 250 bar dalam sebuah heater seperti pada Gambar 5. Setelah proses likuefaksi berlangsung, bejana didinginkan dan gas hidrogen dikeluarkan sedikit demi sedikit. Hasil akhir proses likuefaksi ini ialah hidrokarbon cair (CSO – Crude Synthetic Oil) yang komposisinya mirip dengan minyak bumi.

Anda tertarik mengetahui berbagai peralatan untuk menganalisa dan mengkarakterisasi batubara? Silakan tunggu artikel selanjutnya!

Bersambung (Analisis dan Karakterisasi Batubara)

Artikel oleh Wahyu Hidayat. Fotografi oleh Michael Hutagalung.

Well, it is indeed a long list of questions to answer but the explanation is actually not as twisted as it seems. The main purpose of coal sample analysis is to determine the rank of the coal along with its intrinsic characteristics. Furthermore, these data will be used as the fundamental consideration for future concerns, for instance: coal trading and its utilizations.

Coal Properties

Coal comes in four main types or ranks: lignite or brown coal, bituminous coal or black coal, anthracite and graphite. Each type of coal has a certain set of physical parameters which are mostly controlled by moisture, volatile content (in terms of aliphatic or aromatic hydrocarbons) and carbon content.

1. Moisture
   Moisture is an important property of coal, as all coals are mined wet. Groundwater and other extraneous moisture is known as adventitious moisture and is readily evaporated. Moisture held within the coal itself is known as inherent moisture and is analyzed. Moisture may occur in four possible forms within coal:
   • Surface moisture: water held on the surface of coal particles or macerals
   • Hydroscopic moisture: water held by capillary action within the microfractures of the coal
   • Decomposition moisture: water held within the coal’s decomposed organic compounds
   • Mineral moisture: water which comprises part of the crystal structure of hydrous silicates such as clays.
2. Volatile matter
   Volatile matter in coal refers to the components of coal, except for moisture, which are liberated at high temperature in the absence of air. This is usually a mixture of short and long chain hydrocarbons, aromatic hydrocarbons and some sulfur. The volatile matter of coal is determined under rigidly controlled standards. In Australian and British laboratories this involves heating the coal sample to 900 ± 5 °C (1650 ±10 °F) for 7 minutes in a cylindrical silica crucible in a muffle furnace. American Standard procedures involve heating to 950 ± 25 °C (1740 ± 45 °F) in a vertical platinum crucible.
3. Ash
   Ash content of coal is the non-combustible residue left after coal is burnt. It represents the bulk mineral matter after carbon, oxygen, sulfur and water (including from clays) has been driven off during combustion. Analysis is fairly straightforward, with the coal thoroughly burnt and the ash material expressed as a percentage of the original weight.
4. Fixed carbon
   The fixed carbon content of the coal is the carbon found in the material which is left after volatile materials are driven off. This differs from the ultimate carbon content of the coal because some carbon is lost in hydrocarbons with the volatiles. Fixed carbon is used as an estimate of the amount of coke that will be yielded from a sample of coal. Fixed carbon is determined by removing the mass of volatiles determined by the volatility test, above, from the original mass of the coal sample.

Coal Proximate Analysis

The objective of coal ultimate analysis is to determine the amount of fixed carbon (FC), volatile matters (VM), moisture, and ash within the coal sample. The variables are measured in weight percent (wt. %) and are calculated in several different bases. AR (as-received) basis is the most widely used basis in industrial applications. AR basis puts all variables into consideration and uses the total weight as the basis of measurement. AD (air-dried) basis neglect the presence of moistures other than inherent moisture while DB (dry-basis) leaves out all moistures, including surface moisture, inherent moisture, and other moistures. DAF (dry, ash free) basis neglect all moisture and ash constituent in coal while DMMF (dry, mineral-matter-free) basis leaves out the presence of moisture and mineral matters in coal, for example: quartz, pyrite, calcite, etc. Mineral matter is not directly measured but may be obtained by one of a number of empirical formula based on the ultimate and proximate analysis.

A table is shown above containing an example of proximate analysis data of coal. Conversion from one basis to another can be performed using mass balance equations. The standard practice for proximate analysis of coal may be referred to ASTM D3172-07a or ISO 17246:2005.

Coal Ultimate Analysis

Similar to coal proximate analysis, the objective of coal ultimate analysis is to determine the constituent of coal, but rather in a form of its basic chemical elements. The ultimate analysis determines the amount of carbon (C), hydrogen (H), oxygen (O), sulfur (S), and other elements within the coal sample. These variables are also measured in weight percent (wt. %) and are calculated in the bases explained above.

A table is shown above containing an example of coal ultimate analysis data and showing significant elements only. Conversion from one basis to another can be performed using mass balance equations. The standard practice for ultimate analysis of coal may be referred to ASTM D3176-89(2002) or ISO 17247:2005.

Ash Analysis

An analysis of coal ash may also be carried out to determine not only the composition of coal ash, but also to determine the levels at which trace elements occur in ash. These data are useful for environmental impact modelling, and may be obtained by spectroscopic methods such as ICP-OES or AAS. An example of coal ash composition is shown on the right.

Beside composition of coal ash, ash fusion point is also one significant parameter in ash analysis. The optimum operating temperature of coal processing will depend on the gas temperature and also the ash fusion point. Melting of the ashes may cause them to stick to the walls of the reactor and result in a build-up.

You might be interested to read an article of coal characterization equipments here, illustrated with photos, including coal proximate analysis, ultimate analysis, and ash fusion point analysis equipments.

Reference: CSIRO Energy Technology, ISO, ASTM, Wikipedia

We proudly present this month’s Majari Special Edition: All About Coal. The series of articles published in June 2008 will mainly discuss about coal technology; including its theory of origin, current coal processing technology, and also the future development of coal utilization as clean and environmentally-friendly fuel. Futhermore, we will deliver you some Op-Ed articles about coal utilization in Indonesia as well; and we are really interested in your comments to the issues.

With several guest contributors who will elaborately share their knowledge, this month at Majari, you will have a comphrehensive understanding about coal combustion, fluidization, liqufaction, gasification, carbonization, and even the lab-work characterization. There is also some review about current coal breakthrough technology such as coal-bed methane (CBM), coal-water mixture fuel (CWM), coal-oil mixture fuel (COM), crude synthetic oil from coal (CSO), integrated coal gasification combined cycle (IGCC), and biogasification.

We really look forward to hearing your comments and suggestions.

See you in the next Majari Special Edition!

Salam Majari Kanayakan.