Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat Nuklir Serpong, 20 Nopember 2007
ISSN 1693-3346
PENENTUAN
KAPASITAS
PLANT PENGOLAHAN
GAS BUANG S02 DAN
NOxHASIL PEMBAKARAN
BATUBARA KADAR SULFUR TINGGI
DENGAN MESIN BERKAS ELEKTRON
M. Munawir Z.,Sanda dan Suryanto Pusat Rekayasa Perangkat Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ABSTRAK
Penentuan kapasitas plant pengolahan gas buang S02dan nox hasil pembakaran batu bara kadar sulfur tinggi dengan mesin berkas elektron telah dilakukan. Pembakaran batu bara kadar sulfur tinggi akan menghasilkan emisi S02 melebihi baku mutu emisi yang ditetapkan. Menurut keputusan menteri lingkungan hidup No. 13 tahun 1995 emisi yang diijinkan S02 1500 mg/m3 sebelum tahun 2000 dan 750 mg/m3 setelah tahun 2000, sedangkan NOx berturut-turut 1700 mg/m3 sebelum tahun 2000 dan 850 mgim3 sesudah tahun 2000. Berdasar hasil pengukuran kadar sulfur batu bara berada pada jangkau 0,2% sampai 1,53% ekivalen dengan emisi S02 235 mg/m3 sampai dengan 2113 mg/m3 , namun mayoritas (-90%) batu bara Indonesia adalah batu bara sulfur tinggi yang melebihi batas BME 2000, oleh karenanya diperlukan langkah pengolahan gas buang, bila batu bara tersebut akan digunakan. MBE sebagai salah satu perangkat nuklir dapat dimanfaatkan untuk pengolahan ga buang batu bara dengan beberapa keuntungan, diantaranya adalah dapat mengolah emisi S02 dan NOx secara serentak dengan efisiensi cukup tinggi dan memerlukan space lebih kecil dengan produk akhir lebih berm an faat, berupa pupuk. Oalam rangka memenuhi BME 2000, telah dihitung kapasitas pengolahan gas buang dari berbagai pembakaran batu bara kadar sulfur tinggi. Sebagai langkah awal dalam pemilihan ukuran untuk penetapan kebutuhan desain plant lebih lanjut. Dari hasil perhitungan untuk memenuhi BME 2000, bila PLTU menggunakan batu bara kadar sulfur 0,53%, kapasitas plant 23% untuk efisiensi pengolahan S0280%. Dan jika kapasias plant 21 % efisiensi
pengolahan S02 90%. Sedangkan bila kadar sulfur 1,53% harus diolah 81 % untuk efisiensi pengolahan S02 80% atau harus diolah 72% untuk efisiensi pengolahan S02 90%. Keuntungan, kerugian dan dampak pemilihan kapasitas juga ditinjau dalam tulisan ini.
Kata kunci : plant, gas buang S02 , batu bara sulfur tinggi, MBE.
ABSTRACT
Capacity determination of S02 and nox flue gas treatment plant of high sulfur coal power plant by means electron beam machine was performed. According to Environmental Ministry Regulation number 13/1995, S02 emission should be lower than 1500 mglm3 before year 2000 and 750 mg/m3 after that time. On the other hand, NOx emission should be lower than 1700 mg/m3 before year 2000 and 850 mg/m3 after that. 0,53% Sulphur coal will produces S02 emission of924 mglm3 which is above the regulation. Most Indonesian coal has more than 0,53% sulphur, therefore, flue gas treatment plant needed. If the electron beam machine is applied to treat the flue gas, S02 and NOx can be processed at the same time with high efficiency. The results show that for 0,53% sulphur coal and efficiency 80% and 90%, plant capacities are 23% and 21 % respectively. On the other hand, for 1,53% sulphur coal and effciency 80% and 90%, plant capacities are 81 % and 72% respectively.
PENDAHULUAN
Emisi S02 dan NOx serta C02 merupakan hasil pembakaran bahan bakar baik bahan bakar fosil maupun non fosil sangat membahayakan kehidupan khususnya manusia, dan saat ini telah menjadi isu sangat penting dalam berbagai pertemuan.
Pertemuan penting Perserikatan Bangsa Bangsa yang akan dilaksanakan segera di Bali mengenai lingkungan hidup dan perubahan iklim berbagai negara, sebagai bukti nyata bahwa, masalah polusi lingkungan perlu segera diatasi dan berbagai negara perlu ambil bagian secara aktif untuk tujuan perbaikan tersebut.
Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat Nuklir Serpong, 20 Nopember 2007
ISSN 1693-3346
Indonesia sebagai penghasil dan sekaligus pengguna batubara memiliki cadangan batu bara sebesar 36,5 Milyar Ton atau sebanyak 3,10% dari cadangan dunia, memiliki potensi sangat besar dalam menyumbang emisi gas buang, khususnya S02 dan NOx• Emisi S02 dan NOx ini akan menghasilkan hujan asam berupa Asam Sulfat dan Asam Nitrat yang sangat membahayakan kehidupan. Untuk mengurangi bahaya lingkungan, Menteri Lingkungan Hidup melalui keputusannya No. 13 tahun 1995, telah memberikan batasan regulasi bahwa emisi S02 dan NOx , seperti tabel 1.
Tabel 1. Batu Bara Mutu Emisi, Kep. Men. LH. No. 13/MEN/LH/3/1995 EMISI GAS T AHUN 1995T AHUN 2000(mg/mJ)(mg/mJ)
S02 1.500750 NOx 1.700850 Total Partikel 300150 Operator 40%20%
Dan bila BME dibandingkan dengan negara lain, Indonesia termasuk berada sangat rendah diantara beberapa negara, seperti terlihat pada tabel 2.
NEGARA EMISI S02EMISI NOx (mg/mJ)(mg/mJ) Jepang 286 - 1.571390 - 820 Swedia 770320 - 640 USA 900 - 1.800760 - 1.060 Indonesia 200 - 300170 - 460
Regulasi ini sebenarnya sangat menyulitkan bagi pengguna batu bara di Indonesia, karena harus melengkapi pembangkit dengan sistem pengolahan gas buang. Hal ini berlawanan dengan trend Industri yang berusaha melakukan penghematan dengan meningkatkan efisiensi dan produktivitas kerja, agar mampu bersaing dengan Industri lain. Namun regulasi dan kondisi batu bara, yang ada (BME 2000) mengharuskan dilakukan pengolahan gas buang S02 dan NOx tanpa harus melihat, apakah ini ekonomis atau tidak, karena berdasarkan data pengukuran PT. Tambang Batu Bara kadar sulfur batu bara Indonesia90% menghasilkan emisi S02 melebihi BME 2000, seperti terlihat pada Tabel 3. Pengolahan gas buang S02 DAN NOx dapat dilakukan secara konvensional, secara sendiri-sendiri, seperti Flue Gas Desulfurisation (FGD) yang hanya mengolah gas S02 dengan menggunakan lime stone (CaC03) dan Selective Catalistic Reduction (SCR) yang hanya
mengolah NOx dengan menggunakan bantuan katalis Ammonial (NH3), maka dengan menghilangkan penggunaan ESP (Electrostatic Precipitator) dan menambah beberapa Wet Scrubber ( 3 stage) dan satu unit produksi NOx yang memakai katalistor. Sistem 3 stage ini dapat menghemat ongkos kerja dibanding teknik konvensional, yang masing-masing mengolah gas buang secara terpisah dengan flue gas desulfurization (FGD) untuk mengolah S02 dan System Catalistik Reduction (SCR) untuk mengolah NOx secara terpisah, dengan lime stone (Ca(OHh) dan diduga bisa lebih murah biaya operasinya.
Mesin Berkas Elektron (MBE) sebagai salah satu teknologi nuklir dapat digunakan untuk mengolah gas buang S02 dan NOx secara serentak ( seperti dengan 3 stage sistem). Hanya saja untuk menangkap Asam Sulfat dan Asam Nitrat perlu bantuan Amoniak (NH3),
sehingga produk akhir dapat berupa pupukAmonium Sulfat (NH4hS04 dan Amonium Nitrat (NH4.N03) yang dapat dimanfaatkan sebagai bahan dasar pupuk NPK atau langsung dimanfaatkan sebagai pupuk pertanian.
Tabel 3. Emisi Sulfur Hasil Pembakaran Batu Bara di Indonesia!!].
NO SUMBER BA TU BARAEMISIDEVIASI(mg/mJ)(mg/mJ)KANDUNGAN
SULFUR
I.
Airlaya 750= BME 2000 0,50
2.
Muara Tiga >1.900BME 2000 0,30 - 1,50
3.
Prima Coal 750= BME 2000 0,50
4.
Puring Coal 650<BME 2000 0,40
5. Senekin >1.272BME 2000 0,70 6. Multibied >1.600BME 2000 1,00 7. Tiniko >1.400BME 2000 0,80 8. Beuer 2.113>BME 2000 1.53 9.
Adoro Wind 2.019>BME 2000 0,15
10
Adoro enviro
-
<BME 2000 0,09II.
Salai >1.400BME 2000 0,80
12.
Pasir Premium
-
<BME 2000 0,2013.
Petangis >1.400BME 2000 0,80
Terlihat, bahwa sebagian besar batu bara Indonesia menghasilkan emisi S02 melebihi BME 2000.
Tulisan ini akan membahas berupa kapasitas Plant yang diperlukan untuk mengolah gas buang hasil pembakaran batu bara. memenuhi BME 2000.
Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat Nuklir Serpong, 20 Nopember 2007
PERHITUNGAN KAP ASIT AS PLANT.
ISSN 1693-3346
Batu bara Indonesia sebagian besar merupakan batubara muda dengan kalori relatif rendah, akibatnya untuk mendapatkan ppower listrik yang tinggi diperlukan bahan bakar lebih banyak. Oalam hal ini debit gas buang yang dihasilkan juga lebih besar. lumlah bahan bakar yang diperlukan untuk menghasilkan energi (kWh) dikenal sebagai Specific Fuel Consumption (SFC), semakinkecil SFC, semakin hem at pemakaian bahan bakar. Nilai SFC dapat diperkecil dengan merancang mesin pembangkit yang baik atau menaikkan laju pembakaran dengan menambah aditif, namun tetap saja ada batasan kemampuan, karena pengaruh kandungan kalori sangat menentukan dalam pemakaian bahan bakar.
Berdasar kajian[3] PLTU Suralaya dengan kapasitas 400 MW, menghasilakn debit gas buang 2, I x I06Nm3/jam, padahal bila dibandingkan dengan negara lain, seperti China, Polandia, USA, untuk 100 MW hanya menghasilkan debit gas buang 350.000 Nm3/jam. Bila antara debit gas buang ada korelasi, maka kebutuhan bahan bakar guna menghasilkan produk yang sarna. PLTU Suralaya memerlukan bahan bakar batu bara lebih banyak dibanding ke tiga negara diatas. Akibatnya apabila semua gas buang diolah, maka diperlukan pengolahan gas buang dengan kapasitas yang lebih besar. Namun bila tujuan pengolahan gas buang hanya untuk memenuhi tujuan regulasi, khususnya BME 2000 dan batu bara di Indonesia sangat bervariasi, maka sebaiknya kapasitas pengolahan gas buang diambil berdasar jenis batu bara kandungan Sulfur tinggi yang digunakan, dengan mengambil batasan kapasitas minimal dengan memasang model plant, seperti Gambar La dan Gambar Lb.
Berdasar perhitungan, untuk memenuhi BME 2000, kapasitas plant pengolahan gas buang yang diperlukan untuk tiap kondisi batu bara yang ada di Indonesia, seperti terlihat pad a Tabel 4.a dan 4.b. Untuk menghitung besar kapasitas pengolahan gas buang berdasar hubungan :
1- BME (1)
k = I> .••••••••.••••••••.•.•••••••••••••••••••
TJ
dimana :
k =kapasitas yang diolah (%)
11
=
efisiensi pengolahan (%)E=emisi awal (mg/m3)
BME =baku mutu emisi (mg/m3)
Tabel 4, Hasil Perhitungan Kapasitas Plant Pengolahan Gas Buang Hasil Pembakaran Batu Bara Tidak Ramah Lingkungan.
a. Dengan Efisiensi Pengolahan Gas Buang 80%.
NO KADARAKHIREV ALUASISULFURKAPASITASEMISIHASIL (mglmJ)(%)
PENGOLAHAN 1. 0,53 25 740Lebih Keci)924 2. 0,60 40 680Lebih Keeil1,000 3. 0,70 65 662Lebih Keci!1,272 4. 0,93 70 650Lebih Kecil1,500 5. ],]5 80 744Lebih Keci)2,01 ] 6. 1,53 90 633Lebih Keci!2,113 7. 2,00 100Lebih Keeil5002,500
b. Dengan Efisiensi Pengolahan Gas Buang 90%.
NO KADAR SULFURAKHIREV ALUASIKAPASITASHASILEM1S1(mglmJ)(%) PENGOLAHAN 1. 0,53 20 74]Lebih Kecil924 2. 0,60 30 730Lebih Kecil1,000 3. 0,70 50 699Lebih Kecil],272 4. 0,93 60 690Lebih Kecil1,500 5. 1,15 70 744Lebih Kecil2,0] 1 6. 1,53 75 115Lebih Kecil2,1!3 7. 2,00 100Lebih Keeil2502,500
Prosiding Pertemuan I1miah Nasional Rekayasa Perangkat Nuklir Serpong, 20 Nopember 2007
ISSN 1693-3346
HasH akhir adalah emisi penggabungan antara gas buang yang diolah dan yang tak dioalah.
Untuk mendapatkan hasil seperti pada Tabel 4.a dan 4.b, maka model plant dirancang seperti pada gambar ] .a.
BATUBARA
BME TAHUN2000 Sa..,_1~/m3
N~Q5Omgtm3
Gambar ] .a. Model Plant Pengolahan Gas Buang Hasil Pembakaran Batu Bara dengan Kadar Sulfur dibawah 2% dengan Efisiensi Pengolahan S02 80%, (K(%) =Kapasitas Plant. SO._11JO •••••., •••~ ~ .oooNIW ':1.1Irl"•••••",.•.•••, D::.~~~~~OD No,,-8JO_, •••:II
Gambar ] .b. Model Plant Pengolahan Gas Buang Hasil Pembakaran Batu Bara dengan Kadar Sulfur dibawah 2% dengan Efisiensi Pengolahan S0290%, (K(%) =Kapasitas Plant.
Kapasitas Plant dibuat berdasar prosentase debit gas buang yang dihasikan yang bergantung pada kandungan kalori batu bara dan daya PLTU. Dari tampilan Tebel 4.a dan 4.b. terlihat, bahwa hampir seluruh jenis batu bara di Indonesia yang bersifat (Non Environmental Coalltidak ramah lingkungan), bila akan diolah dengan hasil memenuhi regulasi BME 2000 pengolahan kurang dari ] 00%. Hal ini akan bisa menurunkan biaya plant, karena kapasitasnya lebih kecil, tergantung jenis batu bara yang akan dipakai. Informasi ini sangat berguna, bila plant akan dibangun didaerah mulut tam bang yang kondisi batu baranya sangat spesifik.
KEUNTUNGAN DAN KERUGIAN
Penetapan prosentasi pengolahan akan berpengaruh terhadap ukuran-ukuran komponen yang digunakan, khususnya komponen mekanik, seperti ukuran "spray cooler", tanki-tanki storage dan ukuran vessel. Walaupun dari segi pembiayaan masih perlu dihitung, seberapa jauh pengaruh dari penetapan efisiensi pengolahan terhadap pembiayaan tersbut.
Berdasar perhitungan yang terlihat pada Tabel 4.1 dan 4.b, semakin besar efisiensi removal akan semakin kecil prosentasi pengolahan dan bila efisiensi pengolahan semakin kecil, maka ukuran spray cooler dan perangkat pendukung akan semakin besar, jumlah NH3 yang diperlukan sam a, hasil
produk sarna, namun ESP harus tetap disesuaikan dengan debit gas buang yang diolah sedang pengolahan by product tetap. Demikian halnya instrumentasi untuk kapasitas yang lebih besar, ada satu komponen besar, yakni Spray Cooler dan perangkatnya menjadi lebih maha!. Namun kenaikan ini akan diikuti oleh turunnya biaya MBE dan ukuran vessel dan ruang proses, karena dosis yang diperlukan lebih rendah, atau daya MBE lebih keci!. Perbandingan penurunan biaya MBE dan ukuran vessel disesuaikan dengan energi MBE dan debit gas buang yang diolah dengan kesesuaian biaya Spray Cooler dan sistem Sup lay air pendingin. Ini yang menjadi pertimbangan dalam menetapkan kapasitas proses pengolahan. Sebaliknya bila dipilih efisiensi pengolahan yang lebih besar, maka debit gas buang yang diolah kecil, akan didapat kapasitas yang lebih kecil. Ini mengakibatkan penurunan ukuran Spray Cooler dan perangkat pendukungnya, serta ESP lebih kecil (sesuai dengan debit yang diolah), sedangkan yang lain sarna, kecuali biaya MBE yang semakin besar, karena daya MBE daya MBE yang lebih besar. Daya MBE yang besar ini, yang seringkali menjadi hambatan dalam pemilihan efisiensi dan yang sekarang menjadi "trend", untuk diselesaikan agar pengolahan gas buang dengan MBE biaya investasi plant lebih murah, yakni dengan menciptakan MBE bukan hanya dengan daya tinggi,tapi juga energi yang lebih tinggi, yang semula dibatasi antara 500- 1.000 keY. Saat ini cenderung dinaikkan sampai 1.500 keY, agar ukuran bejana proses bisa dibuat lebih besar. Pendekatan ini yang diharapkan dapat menurunkan biaya plant dan angka operasl pengolahan gas buang dengan MBE di masa yang akan datang, sebagai contoh :
Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat Nuklir Serpong, 20 Nopember 2007
ISSN 1693-3346
"MBE dengan energi diatas 1.000-1.500 keY dengan arus cukup tinggi saat ini sedang dipakai untuk pengolahan gas buang di PLTU Jeng Feng Bejing, China, sebagai Industrial Plant, untuk mengolah gas buang dengan debit 620,000 Nm3/jam dengan efisiensi removal diatas 90%. Namun karena kadar sulfur batubara yang digunakan terlampau tinggi, maka pengolahan harus dilakukan dengan kapasitas penuh yaitu 100%.
KESIMPULAN DAN SARAN
Oari uraian dan data perhitungan diatas, maka penetapan kapasitas pengolahan harus didasarkan pada kadar sulfur yang akan digunakannya dan pemenuhan regulasi BME yang ditetapkan oleh Pemerintah.
Pemilihan tingkat efisiensi removal, masing-masing punya kelebihan dan kelemahan, sehingga secara keseluruhan, mungkin tidak akan ban yak berpengaruh terhdapat biaya plant. Namun untuk perhitungan pembiayaan yang lebih akurat dalam
pembangunan pengolahan gas buang, perlu dihitung seberapa besar pengaruh (kenaikan/penurunan) harga masing-masing komponen, akibat perubahan ukuran komponen tersebut.
Adapun komponen-komponen yang perlu dihitung lebih teliti, diantaranya adalah Spray Cooler, berikut sistem suplay air pendingin pada spray cooler (termasuk pompa-pompa), bejana proses berikut sistem pendingin, kebutuhan MBE, perangkat pengolah prod uk samping.
DAFTAR PUSTAKA
I. Rukiyatmo dkk, "LAPORAN STUDI KELA YAKAN MBE UNTUK PENGOLAHAN GAS BUANG PLTU SURALA Y A", 2002.
2. Hatiniati, "PEMBERSIH GAS BUANG PADA PEMBANGKIT LISTRIK, PENGGUNAAN SISTEM 3 STAGE UNTUK MENINGKA TKAN EFISIENSI", Hasil-hasillokakarya Energi, 1995.
3. IkuoNakanhsi, Sku Jeng He, Hedco Hiyoshi, "PLANT AT ELECTRON BEAM FLUE GAS TREATMENT AND ITS FUTURE", IAEA Report at the Consultant Meeting, Honolulu, USA, 11-13 December 2000.
4. Ambyo Mangun Widjojo, "BA TU BARA SEBAGAI POTENSI SUMBER ENERGI DI INDONESIA", Forum Komunikasi, Dewan Riset Nasional, Jakarta,
![Tabel 3. Emisi Sulfur Hasil Pembakaran Batu Bara di Indonesia!!].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/2128575.2703602/4.943.202.923.27.1214/tabel-emisi-sulfur-hasil-pembakaran-batu-bara-indonesia.webp)
