Aspek Lingkungan Pemanfaatan Batubara

econ_coal18__01__630x420

Gambar 1. Batubara

Selama pembakaran atau konversi batubara, beberapa senyawa dapat terbentuk, beberapa diantaranya bersifat karsinogenik. Batubara mengandung nitrogen, oksigen dan sulfur sebagai komponen volatile dan mineral yang tersisa sebagai ash ketika batubara dibakar. Dengan demikian beberapa produk hasil pembakaran batubara dapat memiliki efek merugikan pada lingkungan. Sebagai contoh, pembakaran batubara menghasilkan karbon dioksida (CO2) dan kadar CO2 di atmosfir bumi dapat meningkat sehingga perubahan iklim di bumi akan terjadi. Juga, sulfur dan nitrogen di batubara dalam bentuk oksida [sulfur dioxide (SO2), sulfur trioxide (SO3), nitric oxide (NO) dan  nitrogen dioxide (NO2)] selama pembakaran dapat berkontribusi terbentuknya hujan asam.

Sebagai tambahan, pembakaran batubara menghasilkan particulate matter (flash ash) yang dapat ditransportasikan oleh angin hingga ratusan kilometer dan solids (bottom ash dan slag) yang harus dibuang. Trace element yang terkandung di batubara dapat terlepas sebagai bahan volatile (misalnya chlorine dan merkuri) dan terkonsentrat dalam ash ( misalnya arsenic dan barium).   

Semua hal di atas tentu menjadi perhatian karena berhubungan dengan lingkungan. Dengan kemajuan teknologi beberapa polutan dapat di”trap” menggunakan peralatan  seperti electrostatic precipitators, baghouses, and scrubbers.

Electrostatic Precipitator

Gambar 2. Electrostatic Precipitators

baghouse-diagram

Gambar 3. Baghouese

Alternatif sarana untuk pembakaran (misalnya fluidized bed combustion, magnetohydrodynamic, dan low nitrogen dioxide burners) juga tersedia untuk memberikan metode yang lebih efisien dan ramah lingkungan untuk mengkonversi batubara menjadi energi.

Daftar Pustaka

James G. Speight. Synthetic Fuels Handbook Properties, Process, and Performance. 2008. The McGraw-Hill Companies, Inc

Gambar 1 :

http://www.businessweek.com/articles/2012-04-26/coals-future-is-rocky-at-best

Gambar 2 :

http://www.neundorfer.com/knowledge_base/electrostatic_precipitators.aspx

Gambar 3 :

http://www.nachi.org/baghouse-inspection.htm

Penangkap CO2 di Kilang Minyak

Hampir kebanyakan industri menghasilkan emisi CO2, begitu juga dengan kilang minyak. Sehingga dibutuhkan proses penangkap CO2. Secara global, emisi CO2 dari kilang minyak sekitar 5% dari emisi yang yang dihasilkan manusia (global anthropogenic emissions) dan sekitar 850 Mt-CO2 yang diemisikan ke udara pada tahun 2008. Berdasarkan analisis IPCC, dari 638 kilang rata-rata menghasilkan emisi CO2 1,25 Mt-CO2 per tahun.

Minyak bumi sebagai umpan dikilang adalah campuran hidrokarbon dari metana (paling ringan dengan BM=16) hingga molekul dengan rantai panjang dengan BM ratusan. Proses di kilang diperlihatkan gambar dibawah.

Dimulai dengan pemisahan menjadi 10 fraksi melalui proses distilasi dengan tekanan atmosfir. Minyak bumi dipanaskan 500-700oC dan diumpankan ke menara distilasi. Sebagai uap naik dan mendingin, pertama fraksi berat dan kemudian semakin ringan mengalami kondensasi dan didapatkan fraksi cair, dengan gas didapat di bagian atas menara. Residu berat berada dibawah sebagai hasil distilasi awal dan masih mengandung komponen ringan yang signifikan, yang akan didapat dalam distilasi vakum.

Proses kedua adalah konversi, yaitu memecah molekul besar di fraksi berat untuk mendapatkan produk fraksi ringan dan bernilai tinggi. Proses pemecahan (cracking) membutuhkan katalis seperti zeolit, aluminum hydrosilicate; steam (steam cracking); hydrogen (hydrocracking); dan range temperature dari 400oC (catalytic) hingga 850oC (steam). Distilasi dibutuhkan kembali untuk memisahkan produk hasil proses pemecahan tersebut.

Dalam peningkatan mutu, langkah terakhir dari proses refining adalah menghilangkan senyawa yang tidak diinginkan dan karakteristik produk disesuaikan dengan spesifikasi yang berlaku. Hydrodesulfurization (HDS) atau hydrotreating adalah proses peningkatan mutu yang penting untuk memenuhi standar lingkungan sebagai contoh produksi diesel dengan kadar sulfur rendah untuk mengurangi emisi SO2. HDS merupakan proses  kontak antara produk belum jadi (the unfinished products) dengan hydrogen pada 370oC dan tekanan 6,0 MPa dengan bantuan katalis seperti nikel molybdate (NiMo). Atom sulfur dalam ikatan hidrokarbon dengan hydrogen akan menghasilkan hydrogen sulfide (H2S) dan di recovery sebagai elemen sulfur atau asam sulfat.

Kilang minyak menggunakan bahan bakar dengan membakar gas dari proses distilasi, bila diperlukan tambahan bahan bakar maka digunakan minyak bakar. 50 % konsumsi energi yang digunakan untuk menghasilkan proses panas dan 50% sisanya digunakan untuk pembangkit listrik, produksi hydrogen untuk hydrogenasi dan hydrocracking dan untuk utilitas kilang. Konsumsi energi kilang dan emisi CO2 sangat bervariasi dan sangat bergantung pada kompleksitas proses kilang yang dilakukan terutama kemampuan yang dibutuhkan untuk proses konversi minyak bumi berat. Pada umumnya dibutuhkan konsumsi 6-8%wt untuk proses konversi minyak bumi secara konvensional dan 11-13%wt untuk konversi yang lebih berat, serta membutuhkan hydrogen yang lebih banyak. Kecenderungan permintaan yang lebih besar untuk produk fraksi  ringan akan menghasilkan tekanan pada konsumsi sendiri di masa depan sehingga kilang melakukan efisiensi energi, proses terintegrasi, dan menangkap karbon penting jika emisi meningkat dari sektor ini harus dihindari.

Pilihan untuk penangkap CO2 di proses kilang meliputi integrasi pembangkit listrik dan produksi hydrogen di plant IGCC, dilakukan dengan Precombustion Capture CO2. Emisi dari proses pemanasan dapat ditangkap dengan oxyfueling atau Postcombustion Capture dari pemanasan flue gas atau proses terintegrasi dengan produksi panas ke dalam plant IGCC-CHP.

Oil Refinery

Daftar Pustaka

Stephen A. Rackley. Carbon Capture and Storage. 2010. Elsevier Inc.

Gambar dari www.epa.gov

Flue Gas Desulfurizatin (FGD) Sytems

Jika sejumlah kecil sulfur terkandung dalam bahan bakar, sulfur dioksida (SO2) akan terbentuk selama pembakaran dan akan hadir dalam gas buang (flue gas). Sulfur trioksida (SO3) juga akan ada jika temperature pembakaran melebihi 800oC . Emisi SO2 harus dibatasi karena sebagai penyebab hujan asam yang mengakibatkan kerusakan ekosistem darat dan air dan korosi bahan bangunan. Di industri- industri dilakukan Flue Gas Desulfurizatin (FGD) sytems untuk mengurangi kadar SO2 sebelum di lepas udara. Metode yang paling umum untuk pengurangan SO2 adalah proses wet limestone di mana  CaCO3 slurry disemprotkan ke dalam aliran countercurrent dari gas buang panas di sebuah menara absorber. Reaksi yang terjadi sebagai berikut :

Absorption :

CaCO3(s) + SO2(g) + 1/2H2O –> CaSO3.1/2H2O(s) + CO2(g)

Oxidation :

2CaSO3.1/2H2O(s) + O2(g) + 3H2O –> CaSO4.2H2O(s)

Selain CaCO3, sorbent alkali lain yang biasa digunakan adalah Mg(OH)2.Reaksi yang terjadi sebagai berikut :

Absorption :

Mg(OH)2(aq) + SO2(g) –>  MgSO3(aq) + H2O

Oxidation :

2MgSO3(aq) + O2(g) –> 2MgSO4(aq)

Precipitation :

MgSO4(aq) + 7H2O –> MgSO4.7H2O(s)

Regeneration :

MgSO4.7H2O(s)+ heat –> MgO(s) + SO3(g) + 7H2O

SO3(g) + H2O –> H2SO4(aq)

Slaking :

MgO(s) + H2O –> Mg(OH)2(aq)

Wet scrubbing FGD dapat menghilangkan SO2 hingga 99% dan menghasilkan produk akhir yang bisa dijual seperti gypsum untuk industry bangunan dan asam sulfat.

Daftar Pustaka

Stephen A. Rackley. Carbon Capture and Storage. 2010. Elsevier Inc.

CO2 emissions from fossil –fueled power plant and industrial processes

CO2 emissions from fossil –fueled power plant: large point sources (IPCC data)

Power plant fuel Emissions from identified sources (Mt-CO2 per year Number of large point sources Average annual emissions per sources (Mt-CO2)
Coal 7984 2025 3.9
Natural gas 1511 1728 0.9
Oil 980 1108 0.9

CO2 emissions from industrial processes: large point sources (IPCC data)

Process Emissions from identified sources (Mt-CO2 per year Number of large point sources Average annual emissions per sources (Mt-CO2)
Cement production

930

1175

0.8

Integrated steel mills

630

180

3.5

Oil refineries

800

638

1.3

Reference

Stephen A. Rackley. Carbon Capture and Storage. 2010. Elsevier Inc.

Typical fossil fuel combustion flue gas characteristics

CO2 capture from flue gas is known as post-combustion capture. It is important to know the physical and chemical properties of flue gas.

Typical fossil fuel combustion flue gas characteristics

Parameter Typical range of values
Pressure At or slightly above atmospheric pressure
Temperature 30 – 80 or higher, depending on the degree of heat recovery
CO2 Coal-fired, 14 %Natural gas-fired, 4%
O2 Coal-fired, 5 %Natural gas-fired, 15%
N2 ~ 81 %
SOx Coal-fired, 500 – 5000 ppmNatural gas-fired, <1 ppm
NOx Coal-fired, 100 – 1000 ppmNatural gas-fired, 100 – 500 ppm
Particulates Coal-fired, 1000 – 10,000 mg per m3Natural gas-fired, 10 mg per m3

Carbon monoxide (CO) is not shown in the table but may also be present in the case of incomplete combustion as a result of a lack of oxygen in the combustion chamber.

Reference

Stephen A. Rackley. Carbon Capture and Storage. 2010. Elsevier Inc.