Teknologi Gas-To-Liquid (GTL)

Perkembangan teknologi GTL di dunia saat ini telah mencapai tahap komersial. Beberapa pemegang paten seperti Sasol Ltd., Shell, ExxonMobil, Rentech Inc., Syntroleum Corp., JNOC, dll, telah berhasil mengoperasikan kilang-kilang GTL di berbagai penjuru dunia seperti Nigeria, Mesir, Argentina, Qatar, Iran, Malaysia, dan Australia. Produk yang dihasilkan dari teknologi GTL ini meliputi: naphtha, middle distillates, dan lilin (waxes), namun dapat juga di arahkan ke produk dimetil eter (DME), dan metanol. Dari beberapa produk GTL tersebut, middle distillates (diesel dan bahan bakar jet) dapat mengganti langsung diesel berbasis minyak bumi yang digunakan selama ini dalam mesin diesel (compression ignition engines). Produk samping yang dihasilkan berupa hidrokarbon ringan (tail gas) masih dapat dimanfaatkan sebagai pembangkit tenaga (power generation), sedangkan hidrogen dapat diolah lanjut menjadi pupuk/urea atau dimanfaatkan sebagai sumber energi dalam merancang kilang GTL terintegrasi (lihat Gambar 1).

Dengan teknologi GTL, cadangan gas sebesar 1 TCF (Trillion Cubic Feet) dapat menghasilkan produk GTL berupa bahan bakar sintetis (diesel dan naphtha) sebesar 10,000 barrel/hari selama 30 tahun, dengan asumsi laju alir umpan gas alam sebesar 100 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day). Data terakhir BP Statistics mencatat jumlah cadangan gas Indonesia tahun 2002 sebesar 92.5 TCF; dengan demikian kita dapat menghitung sendiri berapa barrel/hari diesel dan naphtha yang dapat diproduksi guna mengurangi impor BBM (solar) yang selama ini dilakukan.

Gambar 1. Skema Teknologi Gas-To-Liquid (GTL) terintegrasi. (Sumber: Sasol, Ltd)

Tahapan proses dari teknologi GTL ini adalah: tahap pemurnian gas (gas purification), proses pembuatan gas sintesis (synthesis gas process), proses Fischer-Tropsch (Fischer-Tropsch process), dan tahap peningkatan kualitas produk (product upgrading).

1. Tahapan Pemurnian Gas (Gas Purification)
   Pada tahap ini, gas alam yang keluar dari sumur dibersihkan dari senyawa-senyawa yang dapat mengganggu jalannya proses selanjutnya. Senyawa-senyawa tersebut diantaranya : H₂S, CO₂, H₂O, dll. Teknologi komersial yang dapat digunakan diantaranya proses absorpsi menggunakan pelarut tertentu, misalnya : MEA (monoetanolamin), DEA (dietanolamin), dan TEG (trietilen glikol).
2. Tahapan Pembuatan Gas Sintesis (Synthesis Gas Process)
   Pada tahapan ini, gas alam yang telah dibersihkan, direaksikan sehingga menghasilkan gas sintesis. Gas sintesis atau SynGas adalah istilah yang diberikan kepada campuran gas karbonmonoksida (CO) dengan hidrogen (H₂) yang digunakan untuk mensintesis berbagai macam zat seperti metanol dan ammonia. Proses pembuatan gas sintesis yang telah komersial adalah: proses steam reforming, oksidasi parsial, dan CO₂ reforming.
3. Tahapan Reaksi Fischer-Tropsch (Fischer-Tropsch Process)
   Reaksi Fischer-Tropsch (FT) merupakan tahapan reaksi yang paling penting dalam teknologi GTL. Pada tahap reaksi FT ini, gas sintesis dikonversi menjadi hidrokarbon rantai panjang. Jenis katalis, jenis reaktor, rasio H₂/CO, dan kondisi operasi merupakan faktor yang menentukan jenis produk yang dihasilkan.

   Reaksi FT keseluruhan secara umum :
   (1): nCO + mH₂ -> C₁ – C₄₀- (alkana) + H₂O
   (2): nCO + mH₂ -> C₁ – C₄₀- (alkena) + ½n CO₂

   Keterangan: harga n dan m sangat bergantung pada metode pembuatan gas sintesis dan jenis bahan baku yang digunakan, misalnya: rasio H₂/CO gas bumi = 1.8-2.3, batubara = 0.6-0.8.

   Jenis katalis yang banyak digunakan adalah katalis berbasis kobalt (Co) dan besi (Fe). Jenis reaktor FT yang digunakan misalnya terdiri dari reaktor slurry, fixed bed, dan fluidized. Reaktor-reaktor tersebut dioperasikan pada rentang suhu antara 149°C-371°C dengan tekanan antara 0.7-41 bar.

4. Tahapan Peningkatan Kualitas Produk (Product Upgrading)
   Tahap ini merupakan tahap untuk mendapatkan produk sesuai jenis dan spesifikasi yang diinginkan. Proses yang digunakan merupakan proses yang telah digunakan secara komersial pada kilang-kilang minyak umumnya, seperti: proses catalytic reforming, fluid catalytic cracking, isomerisasi, alkilasi, dll.

Kualitas Lebih Baik dan Ramah Lingkungan

Semakin tingginya perhatian dunia akan kelestarian lingkungan membuat semakin ketatnya regulasi-regulasi yang dibuat berkaitan dengan spesifikasi bahan bakar. Produk GTL, khususnya diesel, telah terbukti memiliki karakteristik yang lebih baik bila dibandingkan dengan diesel yang dihasilkan dari minyak bumi (lihat Tabel 1); di samping itu diesel GTL juga lebih ramah lingkungan karena mampu mereduksi emisi dari gas buang yang dihasilkan. Reduksi emisi yang dihasilkan untuk hidrokarbon (HC), karbonmonoksida (CO), NO_x, dan partikulat masing-masing sebesar: 16%, 29%, 14%, dan 46%. Fraksi nafta yang dihasilkan dari kilang GTL memiliki angka oktan RON 40 (perbandingan: nafta dari minyak bumi memiliki angka oktan RON 50), sehingga tidak dapat langsung digunakan sebagai bahan bakar gasoline (premium), namun sangat baik sebagai bahan baku petrokimia terutama untuk memproduksi etilen. Kerosin yang dihasilkan juga memiliki karakteristik yang baik karena memiliki kandungan sulfur yang rendah serta smoke point sekitar 45 mm (perbandingan: kerosin dari minyak bumi memiliki smoke point sekitar 20 mm).

Keunggulan Lain

Selain lebih baik dalam hal karakteristik, teknologi GTL ini juga memiliki keunggulan karena dapat diaplikasikan tidak hanya pada sumur gas yang memiliki cadangan besar, tetapi juga pada sumur-sumur gas kecil/marjinal (stranded gas). Teknologi GTL dapat diterapkan pada sumur gas dengan cadangan 1-3 TCF (bandingkan dengan LNG yang membutuhkan sumur gas dengan cadangan 6-8 TCF). Disamping itu, dengan biaya investasi yang relatif sama dengan pembangunan kilang lainnya, kilang GTL mampu memberikan pendapatan yang relatif lebih besar per tahunnya (lihat Tabel 2).

Penutup

Setelah menjadi produsen terbesar LNG, Indonesia, dengan cadangan gas terbesar (92.5 TCF) di Asia Pasifik dan Asia Tenggara, memiliki peluang besar untuk menerapkan teknologi GTL. Untuk mendukung hal tersebut, diperlukan kebijakan yang mendukung serta SDM yang berkemauan untuk alih teknologi.

Siapkah kita?

Notations

DSS	Diluted Soluble Solid
MW	Molecular Weight
NVDS	Non Volatile Dissolved Solid
P	Pressure
T	Temperature
TDVS	Total Dissolved Volatile Solid
TS	Total Solid
TVA	Total Volatile Acid = result of microbial breakdown of pretreated products and are a direct precursor to methane production
TVS	Total Volatile Solid

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

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).

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

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

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

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

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

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

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

Gambar 2. CHOREN Carbo-V Process.

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

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

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

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

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

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

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

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

Hollow fiber membrane merupakan salah satu jenis membran yang banyak digunakan dalam industri makanan.

Membran? Tentunya teknologi yang satu ini bukan merupakan hal yang asing di telinga teman-teman mahasiswa Teknik Kimia. Aplikasi dari teknologi membran ini tersebar luas mulai dari pengolahan air (yang paling umum), teknologi pengolahan gas (seperti yang telah dibahas oleh teman saya dalam artikel sebelumnya), bahkan pengolahan limbah (contohnya yang sedang ramai dibicarakan adalah membrane bioreaktor dengan banyak variannya).

Secara sederhana membran adalah lapisan yang dapat secara selektif memisahkan satu zat dari zat lainnya dengan driving force pada umumnya adalah beda tekanan, beda temperatur, beda konsentrasi, beda energi potensial listrik atau kombinasi diantara keempatnya. Bila teman-teman tertarik dengan teknologi membran dan ingin mendapatkan pemahaman lebih dalam baik dari konsep dasar teori dan beberapa penerapannya, teman-teman dapat membaca buku “Basic Principle on Membrane Technology” karangan Mulder yang diterbitkan oleh Kluwer Press.

Membran dalam Pemrosesan Pangan

Konfigurasi membran yang telah dipakai dalam teknologi pangan sangat bervariasi mulai dari hollow fiber hingga spiral wound. Aplikasinya pun sangat beragam mulai dari klarifikasi bahan pangan, konsentrasi/pemekatan bahan pangan, pengolahan air limbah industri pangan untuk dipakai kembali (reused water), dan masih banyak macamnya. Secara umum, keunggulan teknologi membran dalam pemrosesan pangan dapat digolongkan menjadi dua yaitu:

1. Peningkatan proses produksi, yang dicapai karena :
   • Tingginya kualitas retentate atau permeat secara konsisten
   • Mengurangi biaya operasi
   • Tidak terlalu ketat dalam maintenance
   • Rendahnya hilang tekan
   • Pada umumnya tidak melibatkan zat kimia dan/atau temperatur yang tinggi (yang dapat menurunkan kualitas makanan)
   • Umur operasi membran yang tahan lama
   • Tidak memakan tempat dan mengurangi biaya lahan
2. Dapat memberikan recovery bahan pangan yang masih berharga yang biasanya terbuang bersama limbah

Nah, apa saja sih teknologi membran yang sudah diterapkan di industri pemrosesan pangan? Marilah kita tinjau satu per satu:

Reverse osmosis. Teknologi reverse osmosis dapat digunakan untuk memproduksi air bersih dengan konsentrasi mineral yang konsisten untuk menjamin kualitas produk pangan.

Teknologi Membran. Implementasi teknologi membran pada industri pangan akan memberikan banyak keuntungan baik secara teknis maupun ekonomis.

1. Mikrofiltrasi (MF)

   Ini adalah salah satu teknologi pangan yang sudah dipakai secara luas di industri pemrosesan pangan umumnya dipakai dalam proses klarifikasi bahan pangan, bisa juga untuk sentrifugasi, alat sterilisasi, pemisahan suspended solid dan penyingkiran High Molecular Protein (HMW). Contoh aplikasi dari Teknologi MF ini adalah pada industri susu dan produk susu, dimana membran digunakan mengklarifikasi dadih keju, menghilangkan lemak (de-fat) dan mengurangi kandungan mikroba di dalam susu.

2. Ultrafiltrasi (UF)

   Teknologi UF dipakai dalam proses fraksionasi, konsentrasi/pemekatan, dan purifikasi. Contohnya dalam industri susu. UF dipakai untuk memfraksionasi susu untuk memproduksi susu dimana di dalam permeatnya terkandung protein, lemak, dan garam tak larut sedangkan di dalam retentate /konsentratnya terkandung laktosa dan garam terlarut. Contoh lainnya, masih dari industri susu, adalah konsentarasi dari susu skim sehingga mempunyai kandungan protein dan kalsium yang tinggi. Aplikasi lain yang juga populer (selain dalam industri susu) adalah dalam pengolahan jus buah. Dalam hal ini, teknologi UF digunakan untuk mengklarifikasi jus buah dari kontaminan-kontaminan seperti ragi, kapang, dan bakteri untuk meningkatkan kualitas dari jus buah tersebut.

3. Nanofiltrasi (NF)

   NF umumnya dipakai jika kita ingin memisahkan campuran komponen (desirable component dari undesirable component) yang pada umumnya akan sulit dipisahkan karena kecilnya ukuran partikel. Contohnya adalah pada proses pemekatan sirup jagung (corn syrup). Penerapan lain teknologi NF adalah untuk proses demineralisasi parsial dan pemekatan secara simultan, misalnya pada proses demineralisasi dari dadih susu.

4. Reverse Osmosis (RO)
   Pada umumnya teknologi RO digunakan dalam proses pemurnian air (tawar dan laut) serta desalinasi air laut, hal ini dikarenakan membran jenis RO dapat merejeksi partikel garam hingga 99% konsentrasi. Akan tetapi bagaimana penerapannya di dalam teknologi pangan? Dalam pemrosesan pangan, teknologi RO digunakan untuk proses pemekatan, pemurnian, dan recovery dari valuable product dalam bahan pangan. Keunggulan teknologi RO dibandingkan teknologi lainnya adalah:
   • Diperoleh produk yang berkualitas tinggi tanpa perlu melalui proses pemanasan (karena dapat merusak bahan pangan)
   • Mengurangi volume limbah, sehingga biaya pengolahan limbah berkurang secara signifikan
   • Biaya modal yang cenderung lebih murah dibandingkan proses untuk aplikasi sejenis
5. Electrodialysis (ED)
   Teknologi ED digunakan dalam proses demineralisasi susu dan dadih susu, pengurangan keasaman (de-acidfy) dalam jus buah, penghilangan komponen terlarut (de-ash) dari larutan gula (dextrose). ‘Saingan’ dari teknologi ED adalah teknologi ion-exchange (IEX). Akan tetapi, pada proses yang bersifat kontinyu, ED cenderung dipakai karena lebih ekonomis. Perkembangan terbaru dari teknologi ED adalah kombinasi/hybrid dari ED dengan IEX yang dikenal dengan istilah electrodeionization.

Selain teknologi-teknologi yang telah dijabarkan diatas masih banyak lagi teknologi membran di dalam industri pemrosesan pangan. Salah satu yang sedang populer sekarang ini adalah teknologi pervaporasi yang banyak dipakai dalam pemisahan campuran alkohol (etanol) dengan air dan campuran azeotrop lainnya.

Pada era 1960-1970an, ilmu teknik kimia banyak diaplikasikan dalam pembuatan pabrik-pabrik bahan kimia komoditas dimana pada umumnya pabrik-pabrik ini memiliki volume produksi yang besar. Bersamaan dengan itu pengetahuan tentang fenomena proses kimia yang terjadi dalam suatu plant faciilities dianggap sebagai salah satu keahlian utama dari insinyur kimia. Ini pula menjadi salah satu alasan insinyur kimia dikenal luas sebagai process engineer.

Pada perkembangan berikutnya, ilmu teknik kimia juga ‘berkolaborasi’ dengan ilmu biologi dan aplikasi-aplikasi dari ilmu tersebut melahirkan cabang ilmu teknik kimia yang dikenal dengan nama teknik bioproses (bioprocess engineering). Dewasa ini, ilmu teknik kimia tidak hanya menggandeng ilmu-ilmu murni namun juga ilmu terapan, salah satunya adalah ilmu pangan. Ilmu pangan dalam konteks ini tidak terkait dengan ilmu menanam bahan pangan atau ilmu bagaimana cara mengembangbiakan ternak namun lebih kearah karakteristik bahan pangan itu sendiri; entahkah itu masih berupa bahan mentah atau produk jadi yang siap untuk dikonsumsi dan tidak terbatas pada makanan akan tetapi bisa juga berupa produk-produk suplemen pangan seperti vitamin, zat penambah gizi, bahkan hingga produk-produk farmasi.

Food engineering atau ilmu rekayasa pangan dapat didefinisikan sebagai cabang dari ilmu teknik yang mempelajari konsep-konsep dan prinsip-prinsip rekayasa untuk mengubah bahan pangan mentah menjadi produk pangan yang memiliki nilai tambah lebih bagi konsumen dan juga aman untuk dikonsumsi. Lalu apa hubungan antara ilmu teknik kimia dengan food engineering? Sekilas memang akan tampak berbeda jika kita melihat bahwa aplikasi ilmu teknik kimia yang selama ini kita pelajari lebih banyak berkutat pada pembangunan pabrik-pabrik besar yang notabene tidak berhubungan dengan bahan pangan (misalnya pabrik pupuk, kilang minyak, pabrik likuefaksi gas alam, dan lain sebagainya). Akan tetapi, jika dilihat dari definisinya, terdapat dua kata kunci yang beririsan dengan kata kunci dari ilmu teknik kimia yaitu: 1) mengubah/konversi, 2) bahan dan produk. Inilah yang menjadi benang merah mengapa ilmu rekayasa pangan tidak dapat ‘dipisahkan’ dari ilmu teknik kimia.

Bidang penerapan ilmu rekayasa pangan kebanyakan berkaitan dengan kegiatan kegiatan sebagai berikut:

• perancangan alat–alat pemroses dan proses itu sendiri untuk menghasilkan makanan (foods),
• perancangan dan pengaplikasian dari prinsip-prinsip keamanan pangan (food safety) dan pengawetan makanan termasuk standar mutu dari kedua faktor tersebut dalam proses produksi pangan,
• proses bioteknologi dalam produksi pangan,
• pemilihan dan perancangan material pengemas produk pangan, dan
• kontrol kualitas dari proses produksi produk pangan.

Food engineering. Proses perancangan dan pengoperasian alat penyortir buah oleh beberapa food engineer

Sebagai contoh nyata, adalah seorang food engineer (FE) yang memiliki bahan baku berupa jagung dan dia akan membuat sup jagung kalengan siap saji bagi konsumen. Dalam konteks ini, sang FE dianggap mempunyai ide produk dan bahan baku sehingga dia harus mencari tahu proses apakah yang secara ekonomis dan teknikal layak untuk dirancang dan dioperasikan. Contoh lainnya adalah apabila sang FE mempunyai ide bahan baku berupa jagung yang didukung dengan ide proses pengolahan jagung menjadi pakan ternak olahan dan ide proses pengolahan jagung menjadi sup jagung kaleng siap saji. Seorang FE harus mampu menentukan manakah alternatif proses yang lebih baik dari antara dua pilihan yang ia miliki.

Deskripsi tersebut memang terkesan gampang dan sepele karena siapapun pasti bisa membuat sup jagung sendiri di rumah atau membuat pakan ternak sendiri dengan kondisi operasi yang relatif lebih lunak (kebanyakan tekanan dan temperatur atmosferik). Hal itu nampak amat berbeda dengan ilmu teknik kimia yang selama ini kita ketahui yang banyak melibatkan tekanan dan temperatur tinggi. Akan tetapi, pada kenyataannya, untuk membuat sup jagung kaleng siap saji dalam skala katakanlah 100 ton/hari, katering terbaik di kota besar sekalipun mungkin akan “angkat tangan” dan menyatakan hal itu sebagai sesuatu yang mustahil. Pada titik inilah food engineering berperan dalam mengimplementasikan ide (sup jagung kaleng) tadi menjadi kenyataan.

Berangkat dari hal tersebut, akan timbul banyak pertanyaan mengenai apa saja yang dipelajari di dalam ilmu pangan yang dapat membuat “ide” tadi menjadi kenyataan. Berikut ini adalah sebagian dari ilmu-ilmu yang akan dipelajari jika teman-teman masuk ke dalam jurusan food engineering:

• kalkulus (matematika)
• fisika, kimia, biologi molekular, kimia organik
• teknik-teknik rekayasa dasar (material dan mekanika dasar)
• termodinamika
• mekanika fluida
• peristiwa perpindahan (transport phenomena)
• pengendalian proses
• statistik
• ekonomi (cost engineering, project management)
• ilmu pangan, terkait dengan mikrobiologi pangan dan kimia pangan
• unit operasi (perpindahan massa, panas, dan momentum)
• teknik reaksi kimia (dan biokimia)
• bahasa dan humaniora

Jika kita perhatikan, “kurikulum sederhana” dari bidang food engineering ini tidaklah jauh berbeda kurikulum ilmu teknik kimia yang selama ini kita kenal; kecuali pada ilmu-ilmu yang digarisbawahi yang memang menjadi mata kuliah pembeda dengan ilmu teknik kimia pada umumnya. Perbedaan dan persamaan ilmu teknik kimia dengan food engineering terangkum dalam tabel berikut:

Perbedaan lain antara food engineering dan teknik kimia adalah pada aspek safety. Dalam ilmu teknik kimia, konsep safety hanya mengacu pada keselamatan kerja terkait dengan proses perancangan, konstruksi, dan pengoperasian pabrik. Sedangkan dalam food engineering, aspek safety tidak hanya ditinjau dari sisi tersebut melainkan juga dari sisi keamanan produk yang akan dikonsumsi oleh konsumen. Untuk aspek tersebut dikenal suatu prosedur yang dikenal sebagai Hazard Analytical Critical Control Point (HACCP) yang digunakan untuk memastikan bahwa produk yang dikonsumsi, beserta proses pembuatanya hingga sumber bahan bakunya, adalah aman untuk dikonsumsi dan terjamin mutunya.