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

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.

Three Main Approaches to CO2 Capture

There are three main approaches to CO2 capture

  1. As a pure or near pure CO2 stream, either from an existing industrial process or by reengineering a process to generate such a stream (e.g., oxyfueling power-generation plant, precombustion fuel gasification)
  2. Concentration of the discharge from an industrial process into a pure or near-pure CO2 stream (e.g., postcombustion separation from power plant or cement plant flue gases)
  3. Direct air capture into a pure CO2 stream or into chemically stable end product (e.g., mineralization of steel slag)

CO2 Capture

Pic 1. Main approaches to CO2 capture

Reference

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

“Nasib” CO2 setelah ditangkap

Pernah ada pertanyaan di forum penelitian, setelah CO2 ditangkap terus diapakah gas tersebut ? Itu untuk penelitian penangkapan CO2 dengan adsorption. Apakah adsorbent yang sudah jenuh disimpan aza ? Itu namanya memindahkan masalah ke masalah lain. Lagi baca-baca jurnal tentang penangkapan CO2 keluar jawaban untuk hal di atas. Meskipun ini untuk absorption, bisa juga untuk metode penangkap CO2 yang lain :-).

The process for post combustion capture consists of four stages as sketched in Fig. 1. First, CO2 is removed from the flue gas by absorption in a packed absorber column. Then ‘rich’ solvent containing CO2 is led to a desorber column and heated in a reboiler to release the CO2. Next, CO2 is compressed and transported to a geological storage site or injected into an oil and gas reservoir. Finally the regenerated ‘lean’ solvent is recycled to the absorber.

a CO2 capture plant

Daftar Pustaka

Tim L. Sønderby et all. A new pilot absorber for CO2 capture from flue gases: Measuring and modelling capture with MEA solution. International Journal of Greenhouse Gas Control 12 (2013) 181–192

CO2 Capture

CO2 is the main greenhouse gas. CO2 emissions have an impact on global climate change. Global concentrations of CO2 in the atmosphere have increased from pre-industrialisation levels of approximately 280 parts per million by volume (ppmv) in around 1860 to approximately 316 ppmv in 1958 and rapidly to approximately 369 ppmv today (UNEP, 2005). Global CO2 concentration is predicted to rise to above 750 ppmv by 2100 if no action is taken to address the current situation.

With growing concerns over the increasing atmospheric concentration of anthropogenic greenhouse gases, effective CO2 emission abatement strategies such as Carbon Capture and Storage (CCS) are required to combat this trend. CCS is a “process consisting of the separation of CO2 from industrial and energy-related sources, transport to a storage location and long-term isolation from the atmosphere” (IPCC, 2005). From this definition, CCS consists of three basic stages:
(a) separation of CO2; (b) transportation and (c) storage. There are three major approaches for CCS: post-combustion capture, pre-combustion capture and oxyfuel process (IPCC, 2005).

In post-combustion capture CO2 is separated from the flue gas after fuel is burnt. This process can be added, or retro-fitted, to existing power stations, either coal or natural gas-fired.

During pre-combustion capture the fossil fuel is reacted with steam and oxygen, producing a synthetic gas (syngas) which is made up of mostly carbon monoxide (CO), carbon dioxide and hydrogen (H2). An additional reaction with water (known as a water gas shift) can be used to convert the residual carbon monoxide to CO2 and additional hydrogen. The CO2 is removed and the hydrogen can then be burned in gas turbines to produce electricity.

Oxy-firing combustion capture involves the combustion of fuel (coal or gas) in pure oxygen or oxygen-enriched air. The process can produce about 75 per cent less flue gas than air-fueled combustion and the exhaust consists of between 80 and 90 per
cent CO2. The remaining gas is water vapour, which simplifies the CO2 separation step. An air separation plant is required to produce pure oxygen for the process from air.

References

M. Wanga, A. Lawal, P. Stephenson, J. Sidders, C. Ramshaw. “Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: A state-of-the-art review”. Chemical Engineering Research and Design 89 ( 2011 ) 1609–1624.

Capturing Carbon Dioxide. http://www.co2crc.com.au/