BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Cadangan batubara dunia diperkirakan berjumlah puluhan miliar ton

berdasarkan penilaian dari sumber daya batubara yang dinilai ekonomis untuk

ditambang. Dengan populasi dunia yang diperkirakan akan meningkat dari

lebih dari 6 miliar orang saat ini menjadi 9 miliar orang pada tahun 2050 dan

seiring negara-negara berkembang yang mulai bergerak meningkatkan

penggunaan energi per kapita, permintaan energi akan meningkat tajam,

dengan beberapa sumber memprediksi dua kali lipat atau bahkan tiga kali lipat

pada tahun 2050 dari jumlah permintaan energi primer terhadap saat ini.

Dengan perkiraan produksi minyak bumi memuncak pada tahun 2017 dan

tahun 2040 untuk gas bumi, sumber minyak akan habis pada tahun 2050 dan

gas akan habis pada tahun 2070.

Cadangan batubara jauh melebihi dari minyak dan gas jika dihitung

cadangan batubara total termasuk batu bara yang tidak ekonomis untuk

ditambang. Sayangnya, hal itu juga merupakan sumber CO2 yang besar bila

digunakan untuk pembangkit listrik konvensional. Jika gasifikasi batubara

dilakukan secara in situ di bawah tanah, gas sintesis yang dihasilkan dapat

digunakan untuk pembangkit listrik dan juga untuk sintesis kimia. Menerapkan

teknologi penangkap karbon dan teknologi penyimpanan ke fasilitas

pembangkit listrik memungkinkan dampak gas rumah kaca dapat

diminimalkan. Selain itu, industri petrokimia juga mencari pilihan untuk

mendapatkan CO2 terjangkau . Banyak pekerjaan telah dilakukan pada solusi

penyimpanan yang sesuai untuk CO2. Makalah ini membahas solusi

penyimpanan CO2 yang berbeda, menggunakan rongga yang terbentuk pada

gasifikasi batubara bawah tanah. Secara keseluruhan, gagasan ini dapat

1

menambah sumber energi untuk pembangkit listrik dan industri petrokimia,

mempermudah penanganan dan penyimpanan CO2, dan menyediakan solusi

untuk energi terbarukan dalam jangka panjang.

1.2. Maksud dan Tujuan

Maksud pembuatan makalah ini adalah untuk mempelajari teknologi

gasifikasi batubara bawah tanah dengan CCS berdasarkan jurnal internasional.

Teknologi gasifikasi batubara bawah tanah dengan CCS ini bertujuan untuk

memberikan solusi penyimpanan CO2 yang berbeda menggunakan ruang yang

terbentuk pada gasifikasi batubara bawah tanah, dapat menambah sumber

energi untuk pembangkit listrik dan industri petrokimia, mempermudah

penanganan dan penyimpanan CO2, dan menyediakan solusi untuk energi

terbarukan dalam jangka panjang.

1.3. Batasan Masalah

Dalam makalah ini, penyusun hanya membahas mengenai teknologi

gasifikasi batubara bawah tanah dan penanganan dan penyimpanan CO2 yang

didapat dari gasifikasi batubara bawah tanah.

1.4. Metode Penelitian

Metode yang digunakan dalam pembuatan makalah ini, yaitu studi

literatur dengan mencari data-data yang diperlukan dari jurnal internasional

yang diperoleh secara online.

2

BAB II

PEMBAHASAN

2.1. Dasar Teknologi

2.1.1. Teknologi UCG (Underground Coal Gasification)

Ide dasarnya adalah bahwa energi dapat diperoleh dari lapisan

batubara yang terkubur dengan gasifikasi batubara in situ. Hal ini

dapat dilakukan dengan memasukkan uap panas dan oksigen atau

udara ke batubara melalui lubang bor injeksi. UCG dapat dilakukan

dengan berbagai cara. Salah satunya dengan menggunakan

terowongan di bawah tanah yang menghubungkan sumur injeksi dan

sumur produksi. Cara ini disebut dengan Long and Large Gasification

Method (LLT). Cara lainnya dengan menhubungkan sumur secara

vertikal atau Linked Vertical Well (LVW). Dengan menggunakan cara

ini, titik injeksi perlu dipindahkan ketika batubara sudah habis. Cara

ini digunakan di Afrika Selatan. Cara lain yang lebih popular,

terutama di Eropa dan Amerika Serikat, adalah teknologi Controlled

Retractable Injection Point (CRIP).

Sistem CRIP menggunakan pembakar yang melekat di sisi

tabung yang digunakan untuk menyalakan batubara. Sistem ini

beroperasi dengan memindahkan sistem injeksi ke dalam lokasi

lapisan batubara target yang dekat dengan sumur produksi dan

memicu batubara untuk memulai reaksi gasifikasi. Titik injeksi

kemudian secara bertahap ditarik dari produksi ketika tingkat produksi

gas mulai menurun.

3

2.1.2. Carbon Capture Technology

Pilihan teknologi yang banyak tersedia untuk menangkap CO2,

mulai dari absorbsi fisika, absorbsi kimia, pemisahan dengan membran

dan pemisahan secara cryogenic. Dalam proses absorbsi fisika, CO2

dilarutkan dalam pelarut seperti metanol cair atau glikol. Dengan

absorbsi kimia, CO2 dapat diambil dengan mereaksikannya dengan

pelarut kimia seperti metil dietanolamina. Proses ini biasanya menyerap

85-90% dari CO2 dalam proses pra-pembakaran dimana tekanan parsial

CO2 relatif tinggi.

Pemisahan dengan membran kurang dikembangkan dengan baik

dibandingkan absorbsi fisika dan absorbsi kimia, dan belum siap untuk

digunakan dalam CCS pada skala komersial. Salah satu contoh dari

membran yang permeabel terhadap CO2 adalah polyvinylamine.

Membran polimer tersedia secara komersial tetapi bermasalah dengan

suhu, stabilitas, permeabilitas dan selektivitas. Membran anorganik

menawarkan beberapa keuntungan dalam pabrik penangkap CO2 pra-

pembakaran karena fleksibilitas dan energi yang rendah, tetapi harganya

sangat mahal. Pemisahan cryogenic didasarkan pada mencairkan CO2

untuk memisahkannya dari gas lainnya, tetapi kebutuhan energi untuk

pendinginan ini sangat besar.

2.1.3. Penyimpanan CO2 dalam Rongga UCG

Kembali ke mekanisme penyimpanan, proses UCG menciptakan

rongga dalam tanah setelah proses gasifikasi batubara. Rongga ini pasti

akan runtuh, seperti rongga yang dihasilkan oleh pertambangan batubara

longwall, meninggalkan zona permeabilitas tinggi buatan berupa breksi-

yang dikenal sebagai goaf' (dari kata ogof, Bahasa Wales, yang berarti

gua) - yang hampir selalu terisolasi dari permukaan dengan permeabilitas

4

rendah yang terletak di atas strata. Dimana UCG telah terjadi pada

kedalaman lebih dari sekitar 700-800 m, penyimpanan CO2 di zona

permeabilitas tinggi buatan ini adalah gagasan yang sangat menarik.

Sebuah proyek gabungan UCG-CCS kemudian dapat menawarkan

pemulihan energi terintegrasi dari batubara dan penyimpanan CO2 di

lokasi yang sama.

Dalam panel longwall, semua batubara secara progresif diambil

dari area berbentuk persegi, dan atap dibiarkan hancur membentuk goaf.

Panel longwall pada umumnya memiliki panjang sekitar 1 km, lebar 150

hingga 250 m dan tinggi 1-3 m. Meskipun ada kemungkinan lay-out yang

berbeda untuk operasi UCG, konfigurasi ruang dengan panjang 500-600

m, 30-40 m dan lebar dengan ketinggian sama dengan ketebalan lapisan

batubara. Sebuah pilar membujur akan memisahkan ruang gasifikasi.

Sebuah ruang gasifikasi dari dimensi di atas sesuai dengan ‘shortwall'

varian pertambangan batubara berbasis runtuh, konfigurasi yang

dipahami dengan baik, seperti yang banyak digunakan di pertambangan

konvensional untuk mencapai gerakan yang cepat dengan gangguan yang

minimal terhadap air tanah di atasnya.

Sebuah perhitungan kasar menunjukkan bahwa volume yang

dibutuhkan pada kedalaman 800 meter untuk menyimpan CO2 yang

dihasilkan dari syngas bisa 4 atau 5 kali volume yang ditempati oleh

batubara yang diambil. Volume penyimpanan sebenarnya tersedia lebih

besar dari volume yang ditempati oleh batubara yang diambil sebagai

akibat dari peningkatan permeabilitas sebagian lapisan runtuh di atasnya.

Seperti halnya ladang hidrokarbon yang habis dan air tanah garam dalam,

kapasitas penyimpanan yang sebenarnya akan tergantung pada

kompresibilitas lapisan tanpa melebihi batas patahan batu, dan akan perlu

ditentukan secara eksperimental atau melalui pemodelan yang lebih rinci.

5

2.2. Prospek Teknologi UCG-CCS

Untuk alasan yang diberikan di bagian di atas masih ada pertanyaan atas

volume tepat dari CO2 yang dapat disimpan dalam rongga UCG. Misalkan,

bahwa 50% dari CO2 yang timbul dapat disimpan kembali di rongga UCG. Jika

target (katakanlah) 4 triliun ton batubara untuk operasi UCG, yang akan

dikonversikan menjadi 12 triliun ton CO2, dengan (katakanlah) 10 triliun ton

CO2 ditangkap (jika CCS diterapkan universal), dan 5 triliun ton disimpan di

rongga UCG. Dibandingkan dengan saat ini, tingkat emisi CO2 di seluruh dunia

sekitar 27 miliar ton per tahun. Oleh karena itu kami melihat sekitar 200 tahun

kapasitas penyimpanan CO2 pada saat tingkat emisi, yang semakin dekat

dengan angka biasanya dikutip untuk kapasitas penyimpanan CO2 di dalam

akuifer garam. Dari global perspektif, oleh karena itu, konsep UCG-CCS

pantas dipertimbangan lebih serius bersama pengelolaan karbon yang lain.

Pembangkitan listrik menjadi sektor yang sangat prospektif dari

pengembangan teknologi CCS. Laporan APGTF menyebutkan bahwa

setidaknya dibutuhkan 80 pabrik CCS baru pada 2020. Tujuannya adalah untuk

mengurangi karbon hasil bahan bakar fosil dari pembangkit listrik. Jika syngas

dari UCG melewati proses water gas shift (untuk mengubah karbon monoksida

dan hidrogen menjadi CO2 dan hidrogen) diikuti langkah penangkapan karbon

sebelum memasok gas kaya hidrogen ke pembangkit listrik, maka itu menjadi

varian pada teknologi pre-combustion. Jika syngas UCG dipasok langsung ke

pembangkit listrik untuk pembakaran dan CO2 itu kemudian ditangkap dari gas

buang, maka itu menjadi varian pada teknologi penangkapan post-combustion.

Seluruh masalah menggunakan batubara (dengan beberapa jenis rencana

pengelolaan karbon) sebagai bahan baku untuk beberapa industry proses

menerima lebih banyak perhatian sebagai negara menjadi prihatin tentang

keamanan pasokan minyak dan gas. Melihat data 2008, terhadap harga gas

alam (di Amerika Serikat) sebesar $ 9 per juta Btu syngas baku dapat

dihasilkan melalui UCG di Amerika Serikat untuk $ 1,8 per juta Btu

6

berdasarkan gasifikasi udara. Dengan menggunakan oksigen, UCG di Eropa

biaya syngas menjadi $ 3,8 per juta Btu. Angka-angka ini cukup rendah untuk

UCG untuk terlihat menarik secara komersial ketika harga minyak dan gas

yang cukup tinggi. Beberapa penelitian telah menunjukkan bahwa proposisi

yang paling menarik secara finansial untuk penggunaan batubara terletak di

luar sektor pembangkit listrik, tapi proyek terus mengarah ke pembangkit

listrik karena ke struktur harga yang lebih jelas.

2.3. Manajemen Resiko Lingkungan

Resiko utama yang dipertimbangkan dalam UCG adalah pengurangan air

tanah, kontaminasi air tanah, dan kebocoran gas. Di samping itu, manfaat untuk

lingkungan yang luar biasa adalah pengurangan stock pile batu bara dan

transportasi batubara dan banyak gangguan di permukaan, Tingkat debu

kebisingan rendah dan, tidak adanya gangguan kesehatan dan keselamatan

terkait dengan pekerja bawah tanah, menghindari penanganan abu pada

pembangkit listrik, dan penghapusan emisi SO2 dan NOx. Sebagian besar

kontaminan yang dihasilkan dalam gasifikasi batubara termasuk dalam Daftar I

Kerangka Air Directive (2000/60/EC), yang melarang rilis ke badan air.

Akibatnya, untuk operasi UCG akan diizinkan di Uni Eropa, setiap potensi

pencemaran air akan hampir pasti harus terbatas pada air yang sebelumnya

telah diklasifikasikan sebagai permanen tidak dapat digunakan.

Untuk penyimpanan CO2, resiko utama dibagi menjadi tiga bagian, yaitu

kebocoran, kelarutan dalam air, dan pergeseran. Pada skala lokal, kebocoran ke

atmosfer atau permukaan dapat menyebabkan sesak napas pada hewan atau

manusia, atau mempengaruhi tanaman dan ekosistem bawah tanah. Jika

kebocoran terjadi di laut, dapat mempengaruhi kehidupan organisme di laut.

7

BAB III

PENUTUP

3.1. Kesimpulan

Cadangan batubara di dunia melebihi dari minyak dan gas jika dihitung

cadangan batubara total termasuk batu bara yang tidak ekonomis untuk ditambang.

Tetapi penggunaan sumber energi batubara belum dimanfaatkan secara optimal.

Teknologi UCG memberikan solusi pemanfaatan sumber daya batubara dengan tidak

perlu menambang batubara. Hal ini dapat dilakukan dengan memasukkan uap panas

dan oksigen atau udara ke batubara melalui lubang bor injeksi. UCG dapat dilakukan

dengan berbagai cara. Salah satunya dengan menggunakan terowongan di bawah

tanah yang menghubungkan sumur injeksi dan sumur produksi. Cara ini disebut

dengan Long and Large Gasification Method (LLT). Cara lainnya dengan

menhubungkan sumur secara vertikal atau Linked Vertical Well (LVW). Dengan

menggunakan cara ini, titik injeksi perlu dipindahkan ketika batubara sudah habis.

Cara ini digunakan di Afrika Selatan. Cara lain yang lebih popular, terutama di Eropa

dan Amerika Serikat, adalah teknologi Controlled Retractable Injection Point

(CRIP). Pembangkitan listrik menjadi sektor yang sangat prospektif dari

pengembangan teknologi CCS. Laporan APGTF menyebutkan bahwa setidaknya

dibutuhkan 80 pabrik CCS baru pada 2020. Tujuannya adalah untuk mengurangi

karbon hasil bahan bakar fosil dari pembangkit listrik. Jika syngas dari UCG

melewati proses water gas shift (untuk mengubah karbon monoksida dan hidrogen

menjadi CO2 dan hidrogen) diikuti langkah penangkapan karbon sebelum memasok

8

gas kaya hidrogen ke pembangkit listrik, maka itu menjadi varian pada teknologi

pre-combustion. Jika syngas UCG dipasok langsung ke pembangkit listrik untuk

pembakaran dan CO2 itu kemudian ditangkap dari gas buang, maka itu menjadi

varian pada teknologi penangkapan post-combustion. Resiko utama yang

dipertimbangkan dalam UCG adalah pengurangan air tanah, kontaminasi air tanah,

dan kebocoran gas. Untuk penyimpanan CO2, resiko utama dibagi menjadi tiga

bagian, yaitu kebocoran, kelarutan dalam air, dan pergeseran.

3.2. SARAN

Teknologi pemanfaatan batubara dengan teknologi UCG dan CCS ini sangat

berpotensi sebagai sumber energi alternatif dan solusi untuk mengurangi emisi

karbon di udara. Teknologi ini juga penggunaannya mudah karena gasifikasi

dilakukan langsung di bawah tanah, di sumber batubara berada sehingga tidak

memerlukan biaya untuk menambang batubara keluar. Sebaiknya pemanfaatan

teknologi batubara ini lebih banyak dikembangkan di dunia untuk kebutuhan energi

dan pengurangan emisi karbon di dunia.

9

DAFTAR PUSTAKA

Roddy, Dermot J. dan Paul L. Yonger. 2010. Underground Coal Gasification with

CCS: A Pathway to Decarbonising Industry. Online. (http://www.rsc.org/ees)

diakses pada tanggal 9 November 2013.

10