Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

ISSN 1693-3346

PENENTUAN KAPASITAS PLANT PENGOLAHAN

GAS BUANG S02 DAN NOx HASIL PEMBAKARANBATUBARA KADAR SULFUR TINGGIDENGAN MESIN BERKAS ELEKTRON

M. Munawir Z.,Sanda dan SuryantoPusat 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

167

Prosiding Pertemuan I1miah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

ISSN 1693-3346

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 S02and 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.

168

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 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 TAHUN 1995 (mg/mJ)TAHUN 2000 (mg/mJ)

S02

1.500750NOx

1.700850Total 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 S02 (mg/mJ)EMISI NOx (mg/mJ)

Jepang

286 - 1.571390 - 820Swedia

770320 - 640USA

900 - 1.800760 - 1.060Indonesia

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

169

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

ISSN 1693-3346

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 BARA KANDUNGANEMISI (mg/mJ)DEVIASI (mg/mJ)

SULFURI.Airlaya 0,50750= BME 2000

2.

Muara Tiga 0,30 - 1,501.900> BME 2000

3.

Prima Coal 0,50750= BME 2000

4.

Puring Coal 0,40650< BME 2000

5.

Senekin 0,701.272> BME 2000

6.

Multibied 1,001.600> BME 2000

7.

Tiniko 0,801.400> BME 2000

8.

Beuer 1.532.113> BME 2000

9.

Adoro Wind 0,152.019> BME 2000

10

Adoro enviro 0,09-< BME 2000

II.Salai 0,801.400> BME 2000

12.

Pasir Premium 0,20-< BME 2000

13.

Petangis 0,801.400> BME 2000

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.

170

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 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, Ix I06 Nm3/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 :

171

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

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)

ISSN 1693-3346

Tabel 4, Hasil Perhitungan Kapasitas Plant Pengolahan Gas Buang Hasil Pembakaran Batu

Bara Tidak Ramah Lingkungan.

a. Dengan Efisiensi Pengolahan Gas Buang 80%.

NO KADAR SULFUREMISI (mglmJ)KAPASITAS (%)HASILAKHIREV ALUASIPENGOLAHAN1.

0,53 92425 740Lebih Keci)

2.0,60 1,00040 680Lebih Keeil

3.0,70 1,27265 662Lebih Keci!

4.0,93 1,50070 650Lebih Kecil

5.],]5 2,01 ]80 744Lebih Keci)

6.1,53 2,11390 633Lebih Keci!

7.2,00 2,500100500Lebih Keeil

b. Dengan Efisiensi Pengolahan Gas Buang 90%.

NO KADAR SULFUREM1S1 (mglmJ)KAPASITAS (%)HASILAKHIREV ALUASIPENGOLAHAN1.

0,53 92420 74]Lebih Kecil

2.0,60 1,00030 730Lebih Kecil

3.0,70 ],27250 699Lebih Kecil

4.0,93 1,50060 690Lebih Kecil

5.1,15 2,0] 170 744Lebih Kecil

6.1,53 2,1!375 115Lebih Kecil

7.2,00 2,500100250Lebih Keeil

172

Prosiding Pertemuan I1miah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 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 TAHUN2000Sa..,_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 ':1.1 Irl"•••••",.•.•••,

D::.~~~~~ODNo,,-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.

]73

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

KEUNTUNGAN DAN KERUGIAN

ISSN 1693-3346

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 :

174

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 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.

175

Prosiding Pertemuan IImiah Nasional Rekayasa Perangkat NuklirSerpong, 20 Nopember 2007

DAFTAR PUSTAKA

ISSN 1693-3346

I. Rukiyatmo dkk, "LAPORAN STUDI KELA YAKAN MBE UNTUK

PENGOLAHAN GAS BUANG PLTU SURALA YA", 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,

176