JORC

Resume JORC Code

·         Joint Ore Reserves Committee (JORC) dibentuk tahun 1971. JORC Code, yang mengatur standar minimum, rekomendasi dan panduan untuk laporan hasil eksplorasi, sumber daya mineral, dan cadangan bijih di Australia, edisi pertama diluncurkan pada tahun 1989. Telah direvisi dan diperbaharui pada tahun 1992, 1996, dan 1999, dan edisi 2004 lah yang menggantikan semua edisi sebelumnya.

·         Di edisi ini, terminologi penting beserta deifinisinya ditandai dengan teks tebal (bold). Panduan (guidelines) berada setelah klausa kode masing-masing dan dicetak miring  ditambah tanda kutip(‘indented italics’) agar dapat membantu pembaca.

·         JORC Code telah diadopsi oleh AusIMM dan AIG dan akhirnya mengikat kedua organisasi tersebut. JORC Code juga telah diadopsi dan termasuk dalam daftar peraturan bursa efek Australia(‘ASX’) dan Selandia Baru(‘NZX’).

·         Prinsip utama yang mengatur operasi dan aplikasi dari JORC Code adalah transparansi, materialitas, dan kompetensi

·         Transparansi mengharuskan laporan agar memberikan informasi yang cukup dan tidak ambigu bagi pembaca.

·         Materialitas mengharuskan laporan memuat semua informasi yang relevan yang layak dibutuhkan investor dan penasihatnya agar bisa membuat keputusan yang beralasan dan seimbang dari hasil eksplorasi, sumber daya mineral atau cadangan bijih yang dilaporkan.

·         Kompetensi mengharuskan laporan dihasilkan dari orang yang berpengalaman dan berkualitas serta menegakkan kode etik professional.

·         Referensi pada JORC Code untuk laporan publik disiapkan untuk menginformasikan investor ataupun investor yang potensial beserta penasihatnya, termasuk agar laporan memenuhi peraturan yang dibutuhkan.

·         Kode(JORC Code) ini dapat diaplikasikan untuk semua material solid, termasuk berlian, batu mulia, mineral industry dan batubara, dimana laporan hasil eksplorasi, sumberdaya mineral dan cadangan bijih diperlukan oleh bursa efek Australia dan Selandia Baru.

·         JORC menyadari bahwa tinjauan lebih lanjut untuk kode dan panduan akan dibutuhkan dari waktu ke waktu.

·         Laporan hasil eksplorasi suatu perusahaan adalah tanggung jawab dari dewan direksi perusahaan tersebut. Laporan tersebut harus berdasarkan, dan cukup menggambarkan informasi dan dokumen lainnya yang disiapkan oleh orang-orang yang kompeten. Perusahaan yang mengeluarkan laporan itu harus mencantumkan nama-nama orang yang kompeten itu.

·         Dokumentasi yang merinci hasil eksplorasi sumberdaya mineral dan cadangan bijih harus memberikan penggambaran yang baik dari hasil eksplorasi sumberdaya mineral atau cadasngan bijih yang dilaporkan. Laporan yang berkaitan dengan hasil eksplorasi sumberdaya mineral dan cadangan bijih hanya bisa menggunakan istilah pada gambar di bawah.

·      Dalam laporan eksplorasi, harus terdapat tingkat maksimum dan minimum dari pemotongan kadar serta cut-off grade.

·      Peta, penampang dan tabulasi harus berisi tentang segala informasi mengenai material-material yang ditemukan serta diagram yang menjelaskan temuan tersebut.

·      Data-data  eksplorasi lain yang ditemukan harus dilaporkan, contohnya observasi geologi, hasil survey geofisika, hasil survey geokimia, sampel, hasil uji metalurgi, densitas batuan, karakteristik batuan dan geoteknik, dan zat-zat pengotornya.

·      Variasi dari sumberdaya mineral dinyatakan dengan panjang, lebar, dan kedalaman di bawah permukaan tanah serta tebal lapisan sumerdaya tersebut.

·      Parameter cut-off yang digunakan adalah basis dari cut-off grade yang dimodifikasi atau parameter kualitas.

·      Dalam perhitungan sumberdaya, faktor pertambangan (asumsi) tidak selalu dapat digunakan, akan tetapi bila tidak ada asumsi yang digunakan maka hal tersebut harus dilaporkan. Keadaan ini berlaku juga untuk faktor metalurgi.

·      Untuk logam mulia, data-data mengenai sumber yang harus dilaporkan adalah bentuk, ukuran dan warnanya serta jenis batuan dan lingkungan geologinya.

Total Organik Karbon

Total organik karbon (TOC) adalah jumlah karbon yang terikat dalam suatu senyawa organik dan sering digunakan sebagai indikator tidak spesifik dari kualitas air atau kebersihan peralatan pabrik farmasi. Analisis khas untuk mengukur TOC total karbon sekarang serta karbon anorganik (IC). Mengurangkan anorganik karbon dari hasil karbon total TOC.  Varian umum lainnya meliputi analisis TOC mengeluarkan bagian IC terlebih dahulu dan kemudian mengukur sisa karbon. Metode ini melibatkan membersihkan sebuah diasamkan sampel dengan udara bebas karbon atau nitrogen sebelum pengukuran, dan lebih tepat disebut purgeable non-organik karbon (NPOC).

Analisis TOC
Lingkungan

Sejak awal 1970-an, TOC telah diakui sebagai teknik analitis untuk mengukur kualitas air minum selama pemurnian air proses. TOC dalam sumber air berasal dari pembusukan bahan organik alami (NOM : natural organic matter) dan dari sintetis sumber. Humik asam, fulvic asam, amina, dan urea merupakan jenis NOM. Deterjen, pestisida, pupuk, herbisida, kimia industri, dan diklorinasi organik adalah contoh sumber sintetis. [2] Sebelum air sumber diperlakukan untuk desinfeksi, TOC memberikan peran penting dalam mengukur jumlah NOM dalam sumber air. Ketika air baku mengandung kaporit, klor aktif senyawa (Cl 2, HOCl, Clo -) bereaksi dengan diklorinasi NOM untuk menghasilkan produk samping desinfeksi (DBPs). Banyak peneliti telah menentukan bahwa tingkat yang lebih tinggi dari sumber NOM dalam air selama proses desinfeksi akan meningkatkan jumlah karsinogenik   (suatu bahan yang dapat mendorong/menyebabkan kanker) dalam air minum yang diproses.

Dari Amerika Serikat Environmental Protection Agency (EPA), analisis TOC muncul sebagai alternatif cepat dan akurat dibandingkan analisis kebutuhan oksigen biologis (BOD) dan analisis kebutuhan oksigen kimia (COD) yang secara tradisional disediakan untuk menilai potensi polusi air limbah. Hari ini, lembaga lingkungan hidup mengatur batas-batas jejak DBPs dalam air minum. Metode analisis yang diterbitkan baru-baru ini, seperti Amerika Serikat Environmental Protection Agency (EPA) 415,3 metode, D / DBP aturan, mengatur jumlah NOM untuk mencegah pembentukan selesai DBPs di perairan.

Farmasi

Pengenalan bahan organik ke dalam sistem air terjadi tidak hanya dari organisme hidup dan dari materi yang membusuk di sumber air, tetapi juga dari pemurnian dan sistem distribusi bahan. Suatu hubungan dapat ada antara endotoksin, mikroba pertumbuhan, dan perkembangan biofilm di pipa dinding dan pertumbuhan biofilm dalam sistem distribusi farmasi. Sebuah korelasi diyakini ada antara TOC konsentrasi dan tingkat endotoksin dan mikroba.

Mempertahankan tingkat TOC rendah membantu untuk mengontrol tingkat endotoksin dan mikroba dan dengan demikian pengembangan pertumbuhan biofilm.

The United States Pharmacopoeia (USP), Farmakope Eropa (EP) dan Farmakope Jepang (JP) mengakui TOC sebagai tes yang diperlukan untuk air murni dan air untuk injeksi (WFI). Untuk alasan ini, TOC telah menemukan penerimaan sebagai atribut pengendalian proses dalam bioteknologi industri untuk memantau kinerja operasi unit yang terdiri dari pembersihan dan sistem distribusi. Karena banyak operasi bioteknologi ini mencakup persiapan obat-obatan, yang US Food and Drug Administration (FDA) enacts berbagai peraturan untuk melindungi kesehatan masyarakat dan memastikan kualitas produk tetap dipertahankan.

Untuk memastikan tidak ada kontaminasi silang antara menjalankan produk obat yang berbeda, berbagai prosedur pembersihan dilakukan. Tingkat konsentrasi TOC digunakan untuk melacak keberhasilan prosedur validasi pembersihan ini terutama bersih-di-tempat (CIP).

Pengukuran

Untuk memahami proses analisis yang lebih baik, beberapa terminologi dasar kunci harus dipahami dan hubungan mereka satu sama lain (Gambar 1).

• Total Carbon (TC) – semua karbon dalam sampel, termasuk karbon anorganik dan organik
• Total Inorganic Carbon (TIC) – sering disebut sebagai karbon anorganik (IC), karbonat, bikarbonat, dan terlarut karbon dioksida (CO _2); suatu material yang berasal dari sumber non-hidup.
• Total Organic Carbon (TOC) - material berasal dari vegetasi yang membusuk, pertumbuhan bakteri, dan metabolik kegiatan hidup organisme atau bahan kimia.
• Non-Purgeable Organic Carbon (NPOC) - biasa disebut sebagai TOC; sisa karbon organik dalam sampel diasamkan setelah membersihkan sampel dengan gas.
• Purgeable (volatile) Organic Carbon (POC) - karbon organik yang telah dihapus dari netral, atau sampel diasamkan dengan membersihkan dengan gas inert.  Ini adalah senyawa yang sama disebut sebagai Volatile Organic Compounds (VOC) dan biasanya ditentukan oleh Trap Purge Gas Kromatografi.
• Dissolved Organic Carbon (DOC) - sisa karbon organik dalam sampel setelah penyaringan sampel, biasanya menggunakan 0,45 mikrometer penyaring.
• Suspended Organik Karbon – juga disebut partikulat karbon organik (PtOC); partikel karbon dalam bentuk yang terlalu besar untuk melewati penyaring.

Karena semua hanya analisis TOC benar-benar mengukur total karbon, analisis TOC selalu memerlukan beberapa akuntansi untuk karbon anorganik yang selalu hadir. Salah satu teknik analisis melibatkan proses dua tahap yang biasanya disebut sebagai TC-IC. Ini mengukur jumlah karbon anorganik (IC) berevolusi dari diasamkan alikuot dari sampel dan juga jumlah total karbon (TC) hadir dalam sampel. TOC dihitung dengan pengurangan dari nilai IC dari TC sampel. Varian lain menggunakan peningkatan keasaman dari sampel untuk berevolusi karbon dioksida dan mengukur sebagai karbon anorganik (IC), kemudian mengoksidasi dan mengukur sisanya purgeable non-organik karbon (NPOC). Metode yang lebih umum secara langsung langkah-langkah TOC dalam sampel oleh lagi acidifying sampel ke sebuah pH nilai dari dua atau kurang untuk melepaskan gas IC tetapi dalam hal ini tidak udara untuk pengukuran. Tersisa purgeable non-CO ₂ gas (NPOC) yang terkandung dalam cairan alikuot ini kemudian teroksidasi melepaskan gas. Gas-gas ini kemudian dikirim ke detektor untuk pengukuran.

Apakah analisis TOC adalah dengan TC-IC atau metode NPOC??, mungkin akan dibagi menjadi tiga tahap utama:

1. Peningkatan keasaman
2. Oksidasi
3. Deteksi dan Kuantifikasi

Tahap pertama adalah peningkatan keasaman dari sampel untuk penghapusan POC IC dan gas. Pelepasan gas-gas ini detektor untuk pengukuran atau udara tergantung pada jenis analisis yang menarik, mantan untuk TC-IC dan yang kedua untuk TOC (NPOC). 

Peningkatan keasaman

Penghapusan dan melampiaskan dari IC dan POC gas dari cairan sampel oleh peningkatan keasaman dan sparging terjadi dengan cara berikut.

Oksidasi

Tahap kedua adalah oksidasi karbon pada sampel yang tersisa dalam bentuk karbon dioksida (CO ₂₎ dan gas lainnya. Analisis TOC modern melakukan oksidasi ini selangkah demi satu beberapa proses:

1. Suhu tinggi Pembakaran
2. High temperature catalytic (HTCO) oxidation
3. Foto-oksidasi sendirian
4. Thermo-kimia oksidasi
5. Foto-kimia oksidasi
6. Electrolytic Oksidasi

suhu pembakaran tinggi

Disiapkan sampel dibakar di 1.350 ^o C dalam sebuah oksigen atmosfer yang kaya. Semua hadir mengkonversi karbon menjadi karbon dioksida, mengalir melalui tabung Scrubber untuk menghilangkan gangguan seperti klorin gas, dan air uap, dan karbon dioksida diukur baik oleh penyerapan ke dalam basa kuat kemudian ditimbang, atau menggunakan inframerah Detector. ^[3] Sebagian besar analisis modern menggunakan non-dispersive infrared (NDIR) untuk mendeteksi karbon dioksida.

Oksidasi katalitik suhu tinggi

Sebuah manual atau proses otomatis menyuntikkan sampel ke sebuah platinum katalis pada 680 ^o C dalam sebuah atmosfer yang kaya oksigen. Konsentrasi karbon dioksida yang dihasilkan diukur dengan non-dispersive infrared (NDIR) detektor.

Oksidasi sampel selesai setelah injeksi ke dalam perapian, mengubah materi oxidizable dalam sampel dalam bentuk gas. Sebuah bebas karbon gas carrier transport CO _2, melalui kelembaban perangkap dan halida scrubber untuk menghilangkan uap air dan gas halida dari sungai sebelum mencapai detektor. Bahan ini dapat mengganggu deteksi gas CO _2. HTCO metode yang mungkin berguna dalam aplikasi dimana mereka sulit untuk mengoksidasi senyawa, atau tinggi berat molekul organik, yang hadir karena menyediakan hampir lengkap termasuk oksidasi organik partikulat padat dan cukup kecil untuk disuntikkan ke dalam tungku. Kelemahan utama dari analisis HTCO adalah dasar tidak stabil yang dihasilkan dari akumulasi bertahap non-volatile residu dalam tabung pembakaran. Residu ini terus-menerus mengubah tingkat latar belakang TOC latar belakang yang memerlukan koreksi terus-menerus. Karena berair sampel disuntikkan langsung ke yang sangat panas, biasanya kuarsa, hanya tungku aliquots kecil (kurang dari 2 mililiter dan biasanya kurang dari 400 mikro liter) sampel dapat ditangani membuat metode kurang sensitif dibandingkan metode oksidasi kimia mampu mencerna sebagai sebanyak 10 kali lebih sampel. Juga, garam isi dari sampel tidak membakar, dan karena itu, secara bertahap membangun residu di dalam tabung pembakaran akhirnya menyumbat katalis menghasilkan bentuk puncak miskin, dan degradasi ketepatan atau presisi. (Gambar 2: Sebuah tabung pembakaran HTCO dikemas dengan katalis platina)

Foto-Oksidasi (UV Light)

Dalam skema oksidasi, cahaya ultra-violet sendirian mengoksidasi karbon dalam sampel untuk menghasilkan CO _2. Metode oksidasi UV menawarkan yang paling dapat diandalkan, metode pemeliharaan rendah menganalisis TOC di perairan ultra-murni.

Oksidasi UV / Chemical (Persulfate)

Seperti foto-metode oksidasi, sinar UV adalah oxidizer tetapi kekuatan oksidasi reaksi diperbesar dengan penambahan oxidizer kimia, yang biasanya merupakan persulfate senyawa. Mekanisme reaksi adalah sebagai berikut:

UV-metode oksidasi kimia menawarkan perawatan yang relatif rendah, metode sensitivitas tinggi untuk berbagai aplikasi. Namun, ada keterbatasan oksidasi metode ini. Keterbatasan termasuk ketidaktepatan yang terkait dengan penambahan zat asing ke dalam analyte dan sampel dengan jumlah yang tinggi partikulat. Pertunjukan “Sistem Blank” analisis, yang menganalisis kemudian kurangi jumlah karbon yang disumbangkan oleh aditif kimia, ketidakakuratan diturunkan. Namun, analisis tingkat di bawah 200 ppb TOC masih sulit.

Oksidasi Thermo-Chemical (Persulfate)

Juga dikenal sebagai persulfate dipanaskan, menggunakan metode yang sama radikal bebas sebagai UV persulfate pembentukan oksidasi kecuali menggunakan panas untuk memperbesar kekuatan mengoksidasi persulfate. Oksidasi kimia karbon dengan oxidizer yang kuat, seperti persulfate, sangat efisien, dan tidak seperti UV, tidak rentan terhadap pemulihan lebih rendah disebabkan oleh kekeruhan dalam sampel. Analisis sistem kosong, perlu di semua prosedur kimia, sangat diperlukan dengan metode TOC persulfate dipanaskan karena metode ini sangat sensitif sehingga reagen tidak dapat dipersiapkan dengan kandungan karbon cukup rendah sehingga tidak terdeteksi. Persulfate metode yang digunakan dalam analisis air limbah, air minum, dan farmasi air. Ketika digunakan bersama-sama dengan detektor NDIR sensitif dipanaskan persulfate TOC TOC instrumen mudah mengukur satu digit di bagian per miliar (ppb) hingga ratusan bagian per juta (ppm), tergantung pada volume sampel.

Deteksi dan kuantifikasi

Akurat deteksi dan kuantifikasi adalah komponen yang paling penting dari proses analisis TOC. Konduktivitas dan non-dispersive infrared (NDIR) adalah dua metode pendeteksian umum digunakan dalam analisis TOC modern.

Konduktivitas

Ada dua jenis detektor konduktivitas, langsung dan membran. Konduktivitas langsung menyediakan cara murah dan sederhana untuk mengukur CO _2. Metode ini memiliki oksidasi baik organik, tidak menggunakan carrier gas, baik di bagian per miliar (ppb) rentang, tetapi memiliki analisis yang sangat terbatas jangkauan. Konduktivitas membran bergantung pada teknologi yang sama sebagai konduktivitas langsung. Walaupun lebih kuat daripada konduktivitas langsung, menderita dari analisis lambat waktu. Kedua metode menganalisis konduktivitas sampel sebelum dan sesudah oksidasi, menghubungkan pengukuran diferensial ini ke TOC sampel. Selama fase oksidasi sampel, CO ₂ (langsung berkaitan dengan TOC dalam sampel) dan gas lainnya terbentuk. CO ₂ yang terlarut membentuk asam lemah, dan dengan demikian mengubah konduktivitas sampel asli secara proporsional kepada TOC dalam sampel. Analisis konduktivitas hanya mengasumsikan bahwa CO _{2 yang} terdapat dalam solusi. Selama ini berlaku, maka TOC perhitungan dengan pengukuran diferensial ini valid. Namun, tergantung pada spesies kimia yang ada dalam sampel dan produk masing-masing oksidasi, mereka mungkin hadir baik yang positif atau negatif gangguan terhadap nilai TOC yang sebenarnya, sehingga kesalahan analitis. Beberapa spesies kimia campur meliputi Cl ^-, HCO ₃ ^-, SO ₃ ^{2 -,} SO ₂ ^-, Clo ₂ ^-, dan H ^+. Perubahan kecil dalam pH dan suhu fluktuasi juga berkontribusi terhadap ketidaktelitian. Analisis konduktivitas membran telah mencoba untuk meningkatkan konduktivitas pada pendekatan langsung dengan memasukkan penggunaan gas hidrofobik membran untuk memungkinkan perembesan yang lebih “selektif” bagian dari _gas CO 2 terlarut. Sementara ini telah memecahkan masalah-masalah tertentu, membran mempunyai keterbatasan tertentu, seperti dengan benar selektivitas, menyumbat dan, yang lebih undetectably, mereka menyediakan situs sekunder untuk reaksi kimia lain, yang cenderung untuk menampilkan “negatif palsu,” suatu kondisi yang jauh lebih parah daripada “kesalahan positif” di aplikasi kritis. Mikro kebocoran, masalah aliran, mati bintik-bintik, pertumbuhan mikroba (penyumbatan) juga potensi masalah. Paling meresahkan adalah metode membran ketidakmampuan untuk memulihkan kinerja operasional setelah kelebihan beban atau “menumpahkan” muncul kondisi lebih dari rentang instrumen, sering mengambil jam sebelum kembali ke layanan handal dan recalibration, hanya ketika akurasi analisis TOC yang paling penting untuk operator kontrol kualitas.

Non-dispersive infrared (NDIR)

Non-dispersive analisis inframerah (NDIR) menawarkan satu-satunya metode praktis bebas gangguan-metode untuk mendeteksi CO ₂ dalam analisis TOC. Kelebihan utama menggunakan NDIR adalah bahwa hal itu secara langsung dan mengukur secara khusus CO _{2 yang} dihasilkan oleh oksidasi dari karbon organik dalam oksidasi reaktor, daripada mengandalkan pada pengukuran sekunder, efek dikoreksi, seperti yang digunakan dalam pengukuran konduktivitas.

Sebuah detektor NDIR tradisional bergantung pada aliran-melalui-sel teknologi, produk oksidasi mengalir ke dalam dan keluar dari detektor terus-menerus. Sebuah wilayah adsorpsi sinar inframerah khusus untuk CO _2, biasanya sekitar 4,26 µm (2350 cm ^-1), diukur dari waktu ke waktu sebagai gas mengalir melalui detektor. Inframerah spektrum penyerapan CO ₂ dan gas lainnya ditunjukkan pada Gambar 3. Referensi kedua pengukuran yang bersifat non-spesifik untuk CO ₂ juga diambil dan hasil diferensial berkorelasi dengan konsentrasi CO ₂ dalam detektor pada saat itu. Saat gas terus mengalir ke dalam dan keluar dari sel detektor jumlah dari hasil pengukuran di puncak yang terintegrasi dan berkorelasi dengan total CO ₂ konsentrasi dalam alikuot sampel.

Teknologi NDIR

Kemajuan baru dari teknologi NDIR Statis bertekanan Konsentrasi (SPC).

Katup yang keluar dari NDIR tertutup untuk memungkinkan detektor untuk menjadi bertekanan. Setelah gas di detektor telah mencapai kesetimbangan, konsentrasi dari CO ₂ adalah dianalisis. Tekanan udara ini sampel aliran gas di NDIR, patent-pending sebuah teknik, memungkinkan untuk meningkatkan kepekaan dan presisi dengan mengukur keseluruhan dari produk-produk oksidasi sampel dalam satu membaca, dibandingkan dengan aliran-melalui teknologi sel. Sinyal keluaran sebanding dengan konsentrasi CO ₂ dalam gas pembawa, dari oksidasi alikuot sampel. UV / Persulfate oksidasi dikombinasikan dengan deteksi NDIR oksidasi menyediakan baik organik, rendah pemeliharaan instrumen, presisi baik di tingkat ppb, analisis sampel relatif cepat waktu dan dengan mudah mengakomodasi berbagai aplikasi, termasuk air murni (PW), air untuk injeksi (WFI), CIP , air minum dan ultra-air murni analisis. (gambar 3.Plot pengiriman di atmosfer bagian dari wilayah IR menunjukkan CO ₂ menyerap gelombang)

Analyzers

Hampir semua analisis TOC mengukur CO _{2 yang} terbentuk ketika karbon organik dioksidasi dan / atau ketika karbon anorganik diasamkan. Oksidasi dilakukan baik melalui Pt-dikatalisasi pembakaran, oleh persulfate dipanaskan, atau dengan UV / persulfate reaktor. Setelah CO ₂ terbentuk, ia diukur oleh detektor: baik sel konduktivitas (jika CO ₂ adalah berair) atau non-dispersive sel inframerah (setelah membersihkan yang berair CO ₂ ke dalam fasa gas). Konduktivitas deteksi hanya diinginkan dalam rentang yang lebih rendah di deionized TOC perairan, sedangkan deteksi NDIR TOC unggul dalam semua rentang. Sebuah variasi digambarkan sebagai Konduktivitas Membran Deteksi dapat memungkinkan untuk pengukuran TOC di kisaran analitis yang luas baik di deionized dan non-deionized sampel air. Modern kinerja tinggi TOC instrumen mampu mendeteksi konsentrasi karbon di bawah 1 ?g / L (1 bagian per milyar atau ppb).

A total karbon organik analyzer menentukan jumlah karbon dalam sampel air. Dengan acidifying sampel dan menyiram dengan nitrogen atau helium menghilangkan sampel anorganik karbon, hanya menyisakan sumber karbon organik untuk pengukuran. Ada dua jenis analisis. Satu menggunakan pembakaran dan oksidasi kimia lainnya. Ini digunakan sebagai uji kemurnian air, seperti kehadiran bakteri memperkenalkan karbon organik.

Pembakaran

Dalam pembakaran analyzer, setengah sampel disuntikkan ke dalam ruang di mana ia diasamkan, biasanya dengan asam fosfat, untuk mengubah semua anorganik karbon ke karbon dioksida sesuai reaksi berikut:

CO ₂ + H ₂ O ? H ₂ CO ₃ ? H ⁺ + HCO ₃ ^- ? 2H ⁺ + CO ₃ ^2- CO ₂ + H ₂ O ? H ₂ CO ₃ ? H ⁺ + HCO ₃ ^- ? 2H ⁺ + CO ₃ ^{2 –}

Ini kemudian dikirim ke sebuah detektor untuk pengukuran. Sisi lain dari sampel disuntikkan ke dalam ruang pembakaran yang dinaikkan menjadi antara 600-700 ° C, beberapa bahkan sampai 1200 ° C. Di sini, semua karbon bereaksi dengan oksigen, membentuk karbon dioksida. kemudian memerah ke ruang pendingin, dan akhirnya ke detektor. Biasanya, detektor yang digunakan adalah non-dispersive infrared spectrophotometer. Dengan menemukan total anorganik karbon dan mengurangkan dari total kandungan karbon, jumlah karbon organik ditentukan.

Oksidasi kimia

Oksidasi kimia analisis menyuntikkan sampel ke dalam ruangan dengan asam fosfat diikuti oleh persulfate. Analisis ini dibagi atas dua langkah. Satu menghilangkan anorganik karbon oleh peningkatan keasaman dan membersihkan. Setelah penghapusan persulfate karbon anorganik ditambahkan dan sampel adalah baik dipanaskan atau dibombardir dengan sinar UV dari lampu uap merkuri. Bentuk radikal bebas dari persulfate dan bereaksi dengan karbon yang tersedia untuk membentuk karbon dioksida. Karbon dari kedua penentuan (langkah) yang baik dijalankan melalui membran yang mengukur konduktivitas perubahan yang dihasilkan dari kehadiran berbagai jumlah karbon dioksida, atau dibersihkan ke dalam dan dideteksi oleh detektor NDIR yang sensitif. Sama seperti pembakaran analyzer, total karbon membentuk karbon anorganik dikurangi memberikan perkiraan yang baik dari total karbon organik dalam sampel. Metode ini sering digunakan dalam aplikasi online karena persyaratan perawatan yang rendah. Misalnya Biotector online yang merupakan aplikasi yang paling modern dari metode ini.

Aplikasi

TOC adalah analisis kimia pertama yang akan dilaksanakan pada minyak bumi potensi sumber batu di eksplorasi minyak. Hal ini sangat penting dalam mendeteksi kontaminan dalam air minum, pendingin air, air yang digunakan dalam manufaktur semikonduktor, dan air untuk farmasi digunakan. Analisis dapat dilakukan baik sebagai pengukuran kontinu secara online atau sebuah laboratorium berbasis pengukuran.

TOC deteksi adalah pengukuran penting karena efek hal itu mungkin karena pada lingkungan, kesehatan manusia, dan proses manufaktur. TOC adalah sangat sensitif, tidak spesifik organik pengukuran dari semua hadir dalam sampel. Karena itu, dapat digunakan untuk mengatur kimia organik dibuang ke lingkungan dalam pabrik. Selain itu, TOC rendah dapat mengkonfirmasi adanya bahan kimia organik yang berpotensi berbahaya dalam air yang digunakan untuk memproduksi produk farmasi. TOC juga kepentingan di bidang minum pemurnian air karena produk samping desinfeksi. Menimbulkan karbon anorganik sedikit atau tidak ada ancaman.

Perhitungan

Dalam Karbon Organik Total tekad untuk mendapatkan konten karbon persen dari tanah, pertama-tama kita harus menstandarisasikan solusi titrant (FeSO ₄ • 7H ₂ O) sebelum analisis sampel dibuat, sebagai akibatnya kita memperoleh beberapa data yang harus dikurangi dalam Untuk memperoleh hasil yang kita perlukan, dan untuk melakukan ini, kita menggunakan persamaan berikut:

Eq.1. persamaan Normal Titrant :

dimana:

N _1: K ₂ Cr ₂ O ₇ normal
V _1: K ₂ Cr ₂ O ₇ volume (mL)
V _2: FeSO ₄ volume (mL)

Eq. 2. Persentase karbon organik:

dimana:

J: mEq K ₂ Cr ₂ O ₇ = (mL K ₂ Cr ₂ O ₇ x NK ₂ Cr ₂ O ₇₎
B: mEq FeSO ₄ • 7H ₂ O = (mL FeSO ₄ • 7H ₂ O x N FeSO ₄ • 7H ₂ O)
C: gram sampel
0,3: faktor Konversi karbon berat.

Kami telah miliekuivalen akibat perbedaan antara A dan B, dan mereka perlu dikonversi menjadi karbon miliekuivalen untuk mendapatkan satuan yang kita butuhkan, untuk itu perlu melakukan operasi berikut:

Eq. 3

m e q * (1 e q / 1000 m e q) * ((1 / 4) s o l C / 1 e q C) * (12 g / 1 m o l C) * 100 = 0,3 g C (% )

Faktor konversi 0,3 memiliki satuan gram karbon dan melibatkan konstan untuk mengkonversi pecahan ke persen unit; maka persamaan 2 tidak memiliki faktor 100.

Walkey-Black konstan untuk sedimen. 75% adalah mean penyembuhan karbon dalam padatan dan sedimen dengan menggunakan metode ini, itu sebabnya hasil akhir harus dikalikan dengan 1,33 untuk mendapatkan nilai riil, konstan ini tidak digunakan ketika menentukan standar karbon di KHP karena hampir semua konten karbon pulih.

sumber : wikipedia

Referensi:

1. ^ Lenore S. Clescerl, Arnold E. Greenberg, Andrew D. Eaton (1999). Standard Methods for Examination of Water & Wastewater (20th ed.). Washington, DC: American Public Health Association. ISBN 0-87553-235-7. Method 5310A. Also available by online subscription at www.standardmethods.org
2. ^ Hendricks, David W., Water Treatment Unit Processes: Physical and Chemical. Boca Raton, FL: CRC Press, 2007, pp 44–62
3. ^ http://www.tdi-bi.com/analytical_services/environmental/NOAA_methods/TOC.pdf
4. ^ Sugimura and Suzuki, “A High Temperature Catalytic Oxidation Method for the Determination of Non-Volatile Dissolved Organic carbon in Seawater by Direct Injection of a Liquid Sample”, Marine Chemistry, 24 (1988) pp. 105-131

photo editing by me

How Geothermal Energy Works

IntroductionHeat from the earth can be used as an energy source in many ways, from large and complex power stations to small and relatively simple pumping systems. This heat energy, known as geothermal energy, can be found almost anywhere—as far away as remote deep wells in Indonesia and as close as the dirt in our backyards. Many regions of the world are already tapping geothermal energy as an affordable and sustainable solution to reducing dependence on fossil fuels, and the global warming and public health risks that result from their use. For example, more than 8,900 megawatts (MW) of large, utility-scale geothermal capacity in 24 countries now produce enough electricity to meet the annual needs of nearly 12 million typical U.S. households (GEA 2008a). Geothermal plants produce 25 percent or more of electricity in the Philippines, Iceland, and El Salvador. The United States has more geothermal capacity than any other country, with more than 3,000 megawatts in eight states. Eighty percent of this capacity is in California, where more than 40 geothermal plants provide nearly 5 percent of the state’s electricity.1  In thousands of homes and buildings across the United States, geothermal heat pumps also use the steady temperatures just underground to heat and cool buildings, cleanly and inexpensively.

The Geothermal Resource

Below the Earth's crust, there is a layer of hot and molten rock called magma. Heat is continually produced there, mostly from the decay of naturally radioactive materials such as uranium and potassium. The amount of heat within 10,000 meters (about 33,000 feet) of Earth's surface contains 50,000 times more energy than all the oil and natural gas resources in the world. 

U.S. geothermal potential. Source: NREL
The areas with the highest underground temperatures are in regions with active or geologically young volcanoes. These "hot spots" occur at plate boundaries or at places where the crust is thin enough to let the heat through. The Pacific Rim, often called the Ring of Fire for its many volcanoes, has many hot spots, including some in Alaska, California, and Oregon. Nevada has hundreds of hot spots, covering much of the northern part of the state.

These regions are also seismically active. Earthquakes and magma movement break up the rock covering, allowing water to circulate. As the water rises to the surface, natural hot springs and geysers occur, such as Old Faithful at Yellowstone National Park. The water in these systems can be more than 200°C (430°F).

Seismically active hotspots are not the only places where geothermal energy can be found.  There is a steady supply of milder heat—useful for direct heating purposes—at depths of anywhere from 10 to a few hundred feet below the surface virtually in any location on Earth.  Even the ground below your own backyard or local school has enough heat to control the climate in your home or other buildings in the community.  In addition, there is a vast amount of heat energy available from dry rock formations very deep below the surface (4–10 km). Using a set of emerging technologies known as Enhanced Geothermal Systems (EGS), we may be able to capture this heat for electricity production on a much larger scale than conventional technologies allow.

If these resources can be tapped, they offer enormous potential for electricity production capacity. In its first comprehensive assessment in more than 30 years, the U.S. Geological Survey (USGS) estimated that conventional geothermal sources on private and accessible public lands across 13 western states have the potential capacity to produce 8,000–73,000 MW, with a mean estimate of 33,000 MW.2  State and federal policies are likely to spur developers to tap some of this potential in the next few years. The Geothermal Energy Association estimates that 132 projects now under development around the country could provide up to 6,400 megawatts of new capacity.3  As EGS technologies improve and become competitive, even more of the largely untapped geothermal resource could be developed. The USGS study found that hot dry rock resources could provide another 345,100–727,900 MW of capacity, with a mean estimate of 517,800 MW. That means that this resource could one day supply nearly all of today’s U.S. electricity needs.4 

Not only do geothermal resources in the United States offer great potential, they can also provide continuous baseload electricity. According to the U.S. National Renewable Energy Laboratory, the capacity factors of geothermal plants—a measure of the ratio of the actual electricity generated over time compared to what would be produced if the plant was running nonstop for that period—are comparable with those of coal and nuclear power.5  With the combination of both the size of the resource base and its consistency, geothermal can play an indispensable role in a cleaner, more sustainable power system.

How Geothermal Energy Is Captured
Geothermal springs for power plants. The most common current way of capturing the energy from geothermal sources is to tap into naturally occurring "hydrothermal convection" systems where cooler water seeps into Earth's crust, is heated up, and then rises to the surface. When heated water is forced to the surface, it is a relatively simple matter to capture that steam and use it to drive electric generators. Geothermal power plants drill their own holes into the rock to more effectively capture the steam.

There are three designs for geothermal power plants, all of which pull hot water and steam from the ground, use it, and then return it as warm water to prolong the life of the heat source. In the simplest design, the steam goes directly through the turbine, then into a condenser where the steam is condensed into water. In a second approach, very hot water is depressurized or "flashed" into steam which can then be used to drive the turbine.

In the third approach, called a binary system, the hot water is passed through a heat exchanger, where it heats a second liquid—such as isobutane—in a closed loop. The isobutane boils at a lower temperature than water, so it is more easily converted into steam to run the turbine. The three systems are shown in the diagrams below.
      

Dry steam	Flash steam	Binary cycle

 Click any of the images to see a larger version. Source: NREL

The choice of which design to use is determined by the resource. If the water comes out of the well as steam, it can be used directly, as in the first design. If it is hot water of a high enough temperature, a flash system can be used, otherwise it must go through a heat exchanger. Since there are more hot water resources than pure steam or high-temperature water sources, there is more growth potential in the heat exchanger design.

The largest geothermal system now in operation is a steam-driven plant in an area called the Geysers, north of San Francisco, California. Despite the name, there are actually no geysers there, and the heat that is used for energy is all steam, not hot water. Although the area was known for its hot springs as far back as the mid-1800s, the first well for power production was drilled in 1924. Deeper wells were drilled in the 1950s, but real development didn't occur until the 1970s and 1980s. By 1990, 26 power plants had been built, for a capacity of more than 2,000 MW.

 
The Geysers (Source: NREL)

Because of the rapid development of the area in the 1980s, and the technology used, the steam resource has been declining since 1988. Today, owned primarily by California- utility Calpine and with a net operating capacity of 725 MW, the Geysers facilities still meets nearly 60 percent of the average electrical demand for California's North Coast region (from the Golden Gate Bridge north to the Oregon border).6  The plants at the Geysers use an evaporative water-cooling process to create a vacuum that pulls the steam through the turbine, producing power more efficiently. But this process loses 60 to 80 percent of the steam to the air, without re-injecting it underground. While the steam pressure may be declining, the rocks underground are still hot. To remedy the situation, various stakeholders partnered to create the Santa Rosa Geysers Recharge Project, which involves transporting 11 million gallons per day of treated wastewater from neighboring communities through a 40-mile pipeline and injecting it into the ground to provide more steam. The project came online in 2003, and in 2008 provided enough additional electricity for approximately 100,000 homes.  The city of Santa Rosa plans to further expand this program by increasing the amount of wastewater sent to the Geysers to nearly 20 million gallons per day.7  

One concern with open systems like the Geysers is that they emit some air pollutants. Hydrogen sulfide—a toxic gas with a highly recognizable "rotten egg" odor—along with trace amounts of arsenic and minerals, is released in the steam. In addition, at a power plant at the Salton Sea reservoir in Southern California, a significant amount of salt builds up in the pipes and must be removed. While the plant initially started to put the salts into a landfill, they now re-inject the salt back into a different well. With closed-loop systems, such as the binary system, there are no emissions; everything brought to the surface is returned underground.

Direct use of geothermal heat. Geothermal springs can also be used directly for heating purposes. Hot spring water is used to heat greenhouses, to dry out fish and de-ice roads, for improving oil recovery, and to heat fish farms and spas. In Klamath Falls, Oregon, and Boise, Idaho, geothermal water has been used to heat homes and buildings for more than a century. On the east coast, the town of Warm Springs, Virginia obtains heat directly from spring water as well, using springs to heat one of the local resorts.8  

In Iceland, virtually every building in the country is heated with hot spring water. In fact, Iceland gets more than 50 percent of its energy from geothermal sources.9  In Reykjavik, for example (population 115,000), hot water is piped in from 25 kilometers away, and residents use it for heating and for hot tap water. 

Ground-source heat pumps. A much more conventional way to tap geothermal energy is by using geothermal heat pumps to provide heat and cooling to buildings. Also called ground-source heat pumps, they take advantage of the constant year-round temperature of about 50°F that is just a few feet below the ground’s surface. Either air or antifreeze liquid is pumped through pipes that are buried underground, and re-circulated into the building. In the summer, the liquid moves heat from the building into the ground. In the winter, it does the opposite, providing pre-warmed air and water to the heating system of the building.

Ground-source heat pump (Source: NREL)

In the simplest use of ground-source heating and cooling, a tube runs from the outside air, under the ground, and into a house's ventilation system. More complicated, but more effective systems use compressors and pumps—as in electric air conditioning systems—to maximize the heat transfer.

In regions with temperature extremes, such as the northern United States in the winter and the southern United States in the summer, ground-source heat pumps are the most energy-efficient and environmentally clean heating and cooling system available.  Far more efficient than electric heating and cooling, these systems can move as much as 3 to 5 times the energy they use in the process. The U.S. Department of Energy found that heat pumps can save a typical home hundreds of dollars in energy costs each year, with the system typically paying for itself in 8 to 12 years. Tax credits and other incentives can reduce the payback period to 5 years or less.10                                                  

More than 600,000 ground-source heat pumps supply climate control in U.S. homes and other buildings, with new installations occurring at a rate of about 60,000 per year.11   While this is significant, it is still only a small fraction of the U.S. heating and cooling market, and several barriers to greater penetration into the market remain. For example, despite their long-term savings, geothermal heat pumps have higher up-front costs. In addition, installing them in existing homes and businesses can be difficult, since it involves digging up areas around a building’s structure. Finally, many heating and cooling installers are just not familiar with the technology.

However, ground-source heat pumps are catching on in some areas. In rural areas without access to natural gas pipelines, homes must use propane or electricity for heating and cooling. Heat pumps are much less expensive to operate, and since buildings are widely spread out, installing underground loops is not an issue. Underground loops can be easily installed during construction of new buildings as well, resulting in savings for the life of the building.  Furthermore, recent policy developments are offering strong incentives for homeowners to install these systems.  The 2008 economic stimulus bill, Emergency Economic Stabilization Act of 2008, includes an eight year extension (through 2016) of the 30 percent investment tax credit, with no upper limit, to all home installations of EnergyStar certified geothermal heat pumps.12  

The Future of Geothermal Energy

Geothermal energy has the potential to play a significant role in moving the United States (and other regions of the world) toward a cleaner, more sustainable energy system. It is one of the few renewable energy technologies that—like fossil fuels—can supply continuous, baseload power. The costs for electricity from geothermal facilities are also declining. Some geothermal facilities have realized at least 50 percent reductions in the price of electricity since 1980. A considerable portion of potential geothermal resources will be able produce electricity for as little as 8 cents per kilowatt-hour (including a production tax credit), a cost level competitive with new conventional fossil fuel-fired power plants.13  There is also a bright future for the direct use of geothermal resources as a heating source for homes and businesses in any location. However, in order to tap into the full potential of geothermal energy, two emerging technologies require further development: Enhanced Geothermal Systems (EGS) and co-production of geothermal electricity in oil and gas wells.  

Enhanced Geothermal Systems. Geothermal heat occurs everywhere under the surface of the earth, but the conditions that make water circulate to the surface are found only in less than 10 percent of Earth's land area. An approach to capturing the heat in dry areas is known as enhanced geothermal systems (EGS) or "hot dry rock". The hot rock reservoirs, typically at greater depths below the earth’s surface than conventional sources, are first broken up by pumping high-pressure water through them. The plants then pump more water through the broken hot rocks, where it heats up, returns to the surface as steam, and powers turbines to generate electricity. Finally, the water is returned to the reservoir through injection wells to complete the circulation loop. Plants that use a closed-loop binary cycle release no fluids or heat-trapping emissions other than water vapor, which may be used for cooling.14 

The Department of Energy, several universities, the geothermal industry, and venture capital firms (including Google) are collaborating on research and demonstration projects to harness the potential of hot dry rock. Australia, France, Germany, and Japan also have R&D programs to make EGS commercially viable. The DOE hopes to have EGS ready for commercial development by 2015 and is currently funding several demonstration projects.


Source: EERE

One cause for careful consideration with EGS is the possibility of induced seismic activity that might occur from hot dry rock drilling and development.  This risk is similar to that associated with hydraulic fracturing, an increasingly used method of oil and gas drilling, and with carbon dioxide capture and storage in deep saline aquifers. Though a potentially serious concern, the risk of an induced EGS-related seismic event that can be felt by the surrounding population or that might cause significant damage currently appears very low when projects are located an appropriate distance away from major fault lines and properly monitored. Appropriate site selection, assessment and monitoring of rock fracturing and seismic activity during and after construction, and open and transparent communication with local communities are also critical.

Co-production of Geothermal Electricity in Oil and Gas Wells. Oil and gas fields already under production represent another large potential source of geothermal energy.  In many existing oil and gas reservoirs, a significant amount of high-temperature water or suitable high-pressure conditions are present, which could allow for the production of electricity and oil or gas at the same time. In some cases, exploiting these resources could even enhance the extraction of the oil and gas itself.  An MIT study estimated that the United States has the potential to develop 44,000 MWs of geothermal capacity by 2050 by co-producing electricity, oil, and natural gas at oil and gas fields—primarily in the Southeast and southern Plains states. The study projects that such advanced geothermal systems could supply 10 percent of U.S. baseload electricity by that year, given R&D and deployment over the next 10 years.15

These exciting new developments in geothermal will be supported by unprecedented levels of federal R&D funding. Under, the American Recovery and Investment Act of 2009, $400 million of new funding was allocated to the DOE’s Geothermal Technologies Program. Of this $90 million is expected to go towards a series of up to 10 demonstration projects to prove the feasibility of EGS technology. Another $50 million will fund up to 20 demonstration projects for other new technologies, including co-production with oil and gas and low temperature geothermal. The remaining funds will go exploration technologies, expanding the deployment of geothermal heat pumps, and other uses.

From : http://www.ucsusa.org/clean_energy/technology_and_impacts/energy_technologies/how-geothermal-energy-works.html

Flower Garden Nusantara