Teknologi Pembakaran Pada PLTU Batubara

Pendahuluan

Klasifikasi kualitas batubara secara umum terbagi 2, yaitu pembagian secara ilmiah dalam hal ini berdasarkan tingkat pembatubaraaan, dan pembagian berdasarkan tujuan penggunaannya. Berdasarkan urutan pembatubaraannya, batubara terbagi menjadi batubara muda (brown coal atau lignite), sub bituminus, bituminus, dan antrasit. Sedangkan berdasarkan tujuan penggunaannya, batubara terbagi menjadi batubara uap (steam coal), batubara kokas (coking coal atau metallurgical coal), dan antrasit.

Batubara uap merupakan batubara yang skala penggunaannya paling luas. Berdasarkan metodenya, pemanfataan batubara uap terdiri dari pemanfaatan secara langsung yaitu batubara yang telah memenuhi spesifikasi tertentu langsung digunakan setelah melalui proses peremukan (crushing/milling) terlebih dulu seperti pada PLTU batubara, kemudian pemanfaatan dengan memproses terlebih dulu untuk memudahkan penanganan (handling) seperti CWM (Coal Water Slurry), COM (Coal Oil Mixture), dan CCS (Coal Cartridge System), dan selanjutnya pemanfataan melalui proses konversi seperti gasifikasi dan pencairan batubara

Pada PLTU batubara, bahan bakar yang digunakan adalah batubara uap yang terdiri dari kelas sub bituminus dan bituminus. Lignit juga mulai mendapat tempat sebagai bahan bakar pada PLTU belakangan ini, seiring dengan perkembangan teknologi pembangkitan yang mampu mengakomodasi batubara berkualitas rendah.

Gambar 1. Skema pembangkitan listrik pada PLTU batubara

(Sumber: The Coal Resource, 2004)

Pada PLTU, batubara dibakar di boiler menghasilkan panas yang digunakan untuk mengubah air dalam pipa yang dilewatkan di boiler tersebut menjadi uap, yang selanjutnya digunakan untuk menggerakkan turbin dan memutar generator. Kinerja pembangkitan listrik pada PLTU sangat ditentukan oleh efisiensi panas pada proses pembakaran batubara tersebut, karena selain berpengaruh pada efisiensi pembangkitan, juga dapat menurunkan biaya pembangkitan. Kemudian dari segi lingkungan, diketahui bahwa jumlah emisi CO₂ per satuan kalori dari batubara adalah yang terbanyak bila dibandingkan dengan bahan bakar fosil lainnya, dengan perbandingan untuk batubara, minyak, dan gas adalah 5:4:3. Sehingga berdasarkan uji coba yang mendapatkan hasil bahwa kenaikan efisiensi panas sebesar 1% akan dapat menurunkan emisi CO₂ sebesar 2,5%, maka efisiensi panas yang meningkat akan dapat mengurangi beban lingkungan secara signifikan akibat pembakaran batubara. Oleh karena itu, dapat dikatakan bahwa teknologi pembakaran (combustion technology) merupakan tema utama pada upaya peningkatan efisiensi pemanfaatan batubara secara langsung sekaligus upaya antisipasi isu lingkungan ke depannya.

Pada dasarnya metode pembakaran pada PLTU terbagi 3, yaitu pembakaran lapisan tetap (fixed bed combustion), pembakaran batubara serbuk (pulverized coal combustion /PCC), dan pembakaran lapisan mengambang (fluidized bed combustion / FBC). Gambar 3 di bawah ini menampilkan jenis – jenis boiler yang digunakan untuk masing – masing metode pembakaran.

Gambar 2. Tipikal boiler berdasarkan metode pembakaran

(Sumber: Idemitsu Kosan Co., Ltd)

Pembakaran Lapisan Tetap

Metode lapisan tetap menggunakan stoker boiler untuk proses pembakarannya. Sebagai bahan bakarnya adalah batubara dengan kadar abu yang tidak terlalu rendah dan berukuran maksimum sekitar 30mm. Selain itu, karena adanya pembatasan sebaran ukuran butiran batubara yang digunakan, maka perlu dilakukan pengurangan jumlah fine coal yang ikut tercampur ke dalam batubara tersebut. Alasan tidak digunakannya batubara dengan kadar abu yang terlalu rendah adalah karena pada metode pembakaran ini, batubara dibakar di atas lapisan abu tebal yang terbentuk di atas kisi api (traveling fire grate) padastoker boiler. Bila kadar abunya sangat sedikit, lapisan abu tidak akan terbentuk di atas kisi tersebut sehingga pembakaran akan langsung terjadi pada kisi, yang dapat menyebabkan kerusakan yang parah pada bagian tersebut. Oleh karena itu, kadar abu batubara yang disukai untuk tipe boiler ini adalah sekitar 10 – 15%. Adapun tebal minimum lapisan abu yang diperlukan untuk pembakaran adalah 5cm.

Gambar 3. Stoker Boiler

(Sumber: Idemitsu Kosan Co., Ltd)

Pada pembakaran dengan stoker ini, abu hasil pembakaran berupa fly ash jumlahnya sedikit, hanya sekitar 30% dari keseluruhan. Kemudian dengan upaya seperti pembakaran NOx dua tingkat, kadar NOx dapat diturunkan hingga sekitar 250 – 300 ppm. Sedangkan untuk menurunkan SOx, masih diperlukan tambahan fasilitas berupa alat desulfurisasi gas buang.

Pembakaran Batubara Serbuk (Pulverized Coal Combustion/PCC)

Saat ini, kebanyakan PLTU terutama yang berkapasitas besar masih menggunakan metode PCC pada pembakaran bahan bakarnya. Hal ini karena sistem PCC merupakan teknologi yang sudah terbukti dan memiliki tingkat kehandalan yang tinggi. Upaya perbaikan kinerja PLTU ini terutama dilakukan dengan meningkatkan suhu dan tekanan dari uap yang dihasilkan selama proses pembakaran. Perkembangannya dimulai dari sub critical steam, kemudian super critical steam, serta ultra super critical steam (USC). Sebagai contoh PLTU yang menggunakan teknologi USC adalah pembangkit no. 1 dan 2 milik J-Power di teluk Tachibana, Jepang, yang boilernya masing – masing berkapasitas 1050 MW buatan Babcock Hitachi. Tekanan uap yang dihasilkan adalah sebesar 25 MPa (254.93 kgf/cm²) dan suhunya mencapai 600℃/610℃ (1 stage reheat cycle). Perkembangan kondisi uap dan grafik peningkatan efisiensi pembangkitan pada PCC ditunjukkan pada gambar 4 di di bawah ini.

Gambar 4. Perkembangan kondisi uap PLTU

(Sumber: Clean Coal Technologies in Japan, 2005)

Pada PCC, batubara diremuk dulu dengan menggunakan coal pulverizer (coal mill) sampai berukuran 200 mesh (diameter 74μm), kemudian bersama – sama dengan udara pembakaran disemprotkan ke boiler untuk dibakar. Pembakaran metode ini sensitif terhadap kualitas batubara yang digunakan, terutama sifat ketergerusan (grindability), sifat slagging, sifat fauling, dan kadar air (moisture content). Batubara yang disukai untuk boiler PCC adalah yang memiliki sifat ketergerusan dengan HGI (Hardgrove Grindability Index) di atas 40 dan kadar air kurang dari 30%, serta rasio bahan bakar (fuel ratio) kurang dari 2. Pembakaran dengan metode PCC ini akan menghasilkan abu yang terdiri diri dari clinker ash sebanyak 15% dan sisanya berupa fly ash.

Gambar 5. PCC Boiler

(Sumber: Idemitsu Kosan Co., Ltd)

Ketika dilakukan pembakaran, senyawa Nitrogen yang ada di dalam batubara akan beroksidasi membentuk NOx yang disebut dengan fuel NOx, sedangkan Nitrogen pada udara pembakaran akan mengalami oksidasi suhu tinggi membentuk NOx pula yang disebut dengan thermal NOx. Pada total emisi NOx dalam gas buang, kandungan fuel NOx mencapai 80 – 90%. Untuk mengatasi NOx ini, dilakukan tindakan denitrasi (de-NOx) di boiler saat proses pembakaran berlangsung, dengan memanfaatkan sifat reduksi NOx dalam batubara.

Gambar 6. Proses denitrasi pada boiler PCC

(Sumber: Coal Science Handbook, 2005)

Pada proses pembakaran tersebut, kecepatan injeksi campuran batubara serbuk dan udara ke dalam boiler dikurangi sehingga pengapian bahan bakar dan pembakaran juga melambat. Hal ini dapat menurunkan suhu pembakaran, yang berakibat pada menurunnya kadar thermal NOx.

Selain itu, sebagaimana terlihat pada gambar 6 di atas, bahan bakar tidak semuanya dimasukkan ke zona pembakaran utama, tapi sebagian dimasukkan ke bagian di sebelah atas burner utama. NOx yang dihasilkan dari pembakara utama selanjutnya dibakar melalui 2 tingkat. Di zona reduksi yang merupakan pembakaran tingkat pertama atau disebut pula pembakaran reduksi (reducing combustion), kandungan Nitrogen dalam bahan bakar akan diubah menjadi N₂. Selanjutnya, dilakukan pembakaran tingkat kedua atau pembakaran oksidasi (oxidizing combustion), berupa pembakaran sempurna di zona pembakaran sempurna. Dengan tindakan ini, NOx dalam gas buang dapat ditekan hingga mencapai 150 – 200 ppm. Sedangkan untuk desulfurisasi masih memerlukan peralatan tambahan yaitu alat desulfurisasi gas buang.

Pembakaran Lapisan Mengambang (Fluidized Bed Combustion/FBC)

Pada pembakaran dengan metode FBC, batubara diremuk terlebih dulu dengan menggunakan crusher sampai berukuran maksimum 25mm. Tidak seperti pembakaran menggunakan stoker yang menempatkan batubara di atas kisi api selama pembakaran atau metode PCC yang menyemprotkan campuran batubara dan udara pada saat pembakaran, butiran batubara dijaga agar dalam posisi mengambang, dengan cara melewatkan angin berkecepatan tertentu dari bagian bawah boiler. Keseimbangan antara gaya dorong ke atas dari angin dan gaya gravitasi akan menjaga butiran batubara tetap dalam posisi mengambang sehingga membentuk lapisan seperti fluida yang selalu bergerak. Kondisi ini akan menyebabkan pembakaran bahan bakar yang lebih sempurna karena posisi batubara selalu berubah sehingga sirkulasi udara dapat berjalan dengan baik dan mencukupi untuk proses pembakaran.

Karena sifat pembakaran yang demikian, maka persyaratan spesifikasi bahan bakar yang akan digunakan untuk FBC tidaklah seketat pada metode pembakaran yang lain. Secara umum, tidak ada pembatasan yang khusus untuk kadar zat terbang (volatile matter), rasio bahan bakar (fuel ratio) dan kadar abu. Bahkan semua jenis batubara termasuk peringkat rendah sekalipun dapat dibakar dengan baik menggunakan metode FBC ini. Hanya saja ketika batubara akan dimasukkan ke boiler, kadar air yang menempel di permukaannya (free moisture) diharapkan tidak lebih dari 4%. Selain kelebihan di atas, nilai tambah dari metode FBC adalah alat peremuk batubara yang dipakai tidak terlalu rumit, serta ukuran boiler dapat diperkecil dan dibuat kompak.

Bila suhu pembakaran pada PCC adalah sekitar 1400 – 1500℃, maka pada FBC, suhu pembakaran berkisar antara 850 – 900℃ saja sehingga kadar thermalNOx yang timbul dapat ditekan. Selain itu, dengan mekanisme pembakaran 2 tingkat seperti pada PCC, kadar NOx total dapat lebih dikurangi lagi.

Kemudian, bila alat desulfurisasi masih diperlukan untuk penanganan SOx pada metode pembakaran tetap dan PCC, maka pada FBC, desulfurisasi dapat terjadi bersamaan dengan proses pembakaran di boiler. Hal ini dilakukan dengan cara mencampur batu kapur (lime stone, CaCO₃) dan batubara kemudian secara bersamaan dimasukkan ke boiler. SOx yang dihasilkan selama proses pembakaran, akan bereaksi dengan kapur membentuk gipsum (kalsium sulfat). Selain untuk proses desulfurisasi, batu kapur juga berfungsi sebagai media untuk fluidized bed karena sifatnya yang lunak sehingga pipa pemanas (heat exchanger tube) yang terpasang di dalam boiler tidak mudah aus.

Gambar 7. Tipikal boiler FBC

(Sumber: Coal Science Handbook, 2005)

Berdasarkan mekanisme kerja pembakaran, metode FBC terbagi 2 yaitu Bubbling FBC dan Circulating FBC (CFBC), seperti ditampilkan pada gambar 7 di atas. Dapat dikatakan bahwa Bubbling FBC merupakan prinsip dasar FBC, sedangkan CFBC merupakan pengembangannya.

Pada CFBC, terdapat alat lain yang terpasang pada boiler yaitu cyclone suhu tinggi. Partikel media fluidized bed yang belum bereaksi dan batubara yang belum terbakar yang ikut terbang bersama aliran gas buang akan dipisahkan di cyclone ini untuk kemudian dialirkan kembali ke boiler. Melalui proses sirkulasi ini, ketinggian fluidized bed dapat terjaga, proses denitrasi dapat berlangsung lebih optimal, dan efisiensi pembakaran yang lebih tinggi dapat tercapai. Oleh karena itu, selain batubara berkualitas rendah, material seperti biomasa, sludge, plastik bekas, dan ban bekas dapat pula digunakan sebagai bahan bakar pada CFBC. Adapun abu sisa pembakaran hampir semuanya berupa fly ash yang mengalir bersama gas buang, dan akan ditangkap lebih dulu dengan menggunakan Electric Precipitator sebelum gas buang keluar ke cerobong asap (stack).

Gambar 8. CFBC Boiler

(Sumber: Idemitsu Kosan Co., Ltd)

Pada FBC, bila tekanan di dalam boiler sama dengan tekanan udara luar, disebut dengan Atmospheric FBC (AFBC), sedangkan bila tekanannya lebih tinggi dari pada tekanan udara luar, sekitar 1 MPa, disebut dengan Pressurized FBC (PFBC).

Faktor tekanan udara pembakaran memberikan pengaruh terhadap perkembangan teknologi FBC ini. Untuk Bubbling FBC berkembang dari PFBC menjadiAdvanced PFBC (A-PFBC), sedangkan untuk CFBC selanjutnya berkembang menjadi Internal CFBC (ICFBC) dan kemudian Pressurized ICFBC (PICFBC).

PFBC

Pada PFBC, selain dihasilkan panas yang digunakan untuk memanaskan air menjadi uap untuk memutar turbin uap, dihasilkan pula gas hasil pembakaran yang memiliki tekanan tinggi yang dapat memutar turbin gas, sehingga PLTU yang menggunakan PFBC memiliki efisiensi pembangkitan yang lebih baik dibandingkan dengan AFBC karena mekanisme kombinasi (combined cycle) ini. Nilai efisiensi bruto pembangkitan (gross efficiency) dapat mencapai 43%.

Sesuai dengan prinsip pembakaran pada FBC, SOx yang dihasilkan pada PFBC dapat ditekan dengan mekanisme desulfurisasi bersamaan dengan pembakaran di dalam boiler, sedangkan NOx dapat ditekan dengan pembakaran pada suhu relatif rendah (sekitar 860℃) dan pembakaran 2 tingkat. Karena gas hasil pembakaran masih dimanfaatkan lagi dengan mengalirkannya ke turbin gas, maka abu pembakaran yang ikut mengalir keluar bersama dengan gas tersebut perlu dihilangkan lebih dulu. Pemakaian CTF (Ceramic Tube Filter) dapat menangkap abu ini secara efektif. Kondisi bertekanan yang menghasilkan pembakaran yang lebih baik ini secara otomatis akan menurunkan kadar emisi CO₂ sehingga dapat mengurangi beban lingkungan.

Gambar 9. Prinsip kerja PFBC

(Sumber: Coal Note, 2001)

Untuk lebih meningkatkan efisiensi panas, unit gasifikasi sebagian (partial gasifier) yang menggunakan teknologi gasifikasi lapisan mengambang (fluidized bed gasification) kemudian ditambahkan pada unit PFBC. Dengan kombinasi teknologi gasifikasi ini maka upaya peningkatan suhu gas pada pintu masuk (inlet) turbin gas memungkinkan untuk dilakukan.

Pada proses gasifikasi di partial gasifier tersebut, konversi karbon yang dicapai adalah sekitar 85%. Nilai ini dapat ditingkatkan menjadi 100% melalui kombinasi dengan pengoksidasi (oxidizer). Pengembangan lebih lanjut dari PFBC ini dinamakan dengan Advanced PFBC (A-PFBC), yang prinsip kerjanya ditampilkan pada gambar 10 di bawah ini. Efisiensi netto pembangkitan (net efficiency) yang dihasilkan pada A-PFBC ini sangat tinggi, dapat mencapai 46%.

Gambar 10. Prinsip kerja A-PFBC

(Sumber: Coal Science Handbook, 2005)

ICFBC

Penampang boiler ICFBC ditampilkan pada gambar 11 di bawah ini.

Gambar 11. Penampang boiler ICFBC

(Sumber: Coal Note, 2001)

Seperti terlihat pada gambar, ruang pembakaran utama (primary combustion chamber) dan ruang pengambilan panas (heat recovery chamber) dipisahkan oleh dinding penghalang yang terpasang miring. Kemudian, karena pipa pemanas (heat exchange tube) tidak terpasang langsung pada ruang pembakaran utama, maka tidak ada kekhawatiran terhadap keausan pipa sehingga pasir silika digunakan sebagai pengganti batu kapur untuk media FBC. Batu kapur masih tetap digunakan sebagai bahan pereduksi SOx, hanya jumlahnya ditekan sesuai dengan keperluan saja.

Di bagian bawah ruang pembakaran utama terpasang windbox untuk mengalirkan angin ke boiler, dimana angin bervolume kecil dialirkan melalui bagian tengah untuk menciptakan lapisan bergerak (moving bed) yang lemah, dan angin bervolume besar dialirkan melewati kedua sisi windbox tersebut untuk menimbulkan lapisan bergerak yang kuat. Dengan demikian maka pada bagian tengah ruang pembakaran utama akan terbentuk lapisan bergerak yang turun secara perlahan, sedangkan pada kedua sisi ruang tersebut, media FBC akan terangkat kuat ke atas menuju ke bagian tengah ruang pembakaran utama dan kemudian turun perlahan – lahan, dan kemudian terangkat lagi oleh angin bervolume besar dari windbox. Proses ini akan menciptakan aliran berbentuk spiral (spiral flow) yang terjadi secara kontinyu pada ruang pembakaran utama. Mekanisme aliran spiral dari media FBC ini dapat menjaga suhu lapisan mengambang supaya seragam. Selain itu, karena aliran tersebut bergerak dengan sangat dinamis, maka pembuangan material yang tidak terbakar juga lebih mudah.

Kemudian, ketika media FBC yang terangkat kuat tersebut sampai di bagian atas dinding penghalang, sebagian akan berbalik menuju ke ruang pengambilan panas. Karena pada ruang pengambilan panas tersebut juga dialirkan angin dari bagian bawah, maka pada ruang tersebut akan terbentuk lapisan bergerak yang turun perlahan juga. Akibatnya, media FBC akan mengalir dari ruang pembakaran utama menuju ke ruang pengambilan panas kemudian kembali lagi ke ruang pembakaran utama, membentuk aliran sirkulasi (circulating flow) di antara kedua ruang tersebut. Menggunakan pipa pemanas yang terpasang pada ruang pengambilan panas, panas dari ruang pembakaran utama diambil melalui mekanisme aliran sirkulasi tadi.

Secara umum, perubahan volume angin yang dialirkan ke ruang pengambilan panas berbanding lurus dengan koefisien hantar panas secara keseluruhan. Dengan demikian maka hanya dengan mengatur volume angin tersebut, tingkat keterambilan panas serta suhu pada lapisan mengambang dapat dikontrol dengan baik, sehingga pengaturan beban dapat dilakukan dengan mudah pula.

Untuk lebih meningkatkan kinerja pembangkitan, proses pada ICFBC kemudian diberi tekanan dengan cara memasukkan unit ICFBC ke dalam wadah bertekanan (pressurized vessel), yang selanjutnya disebut dengan Pressurized ICFBC (PICFBC). Dengan mekanisme ini maka selain uap air, akan dihasilkan pula gas hasil pembakaran bertekanan tinggi yang dapat digunakan untuk memutar turbin gas sehingga pembangkitan secara kombinasi (combined cycle) dapat diwujudkan.

Pembangkitan Kombinasi Dengan Gasifikasi Batubara

Peningkatan efisiensi pembangkitan dengan mekanisme kombinasi melalui pemanfaatan gas sintetis hasil proses gasifikasi seperti pada A-PFBC, selanjutnya mengarahkan teknologi pembangkitan untuk lebih mengintensifkan penggunaan teknologi gasifikasi batubara ke dalam sistem pembangkitan. Upaya ini akhirnya menghasilkan sistem pembangkitan yang disebut dengan Integrated Coal Gasification Combined Cycle (IGCC).

Karena tulisan ini hanya membahas perkembangan teknologi pembangkitan listrik, maka penjelasan tentang bagaimana proses gasifikasi batubara berlangsung tidak akan diterangkan disini.

IGCC

Garis besar diagram alir pembangkit listrik sistem IGCC ditampilkan pada gambar 12 di bawah ini.

Gambar 12. Tipikal IGCC

(Sumber: Clean Coal Technologies in Japan, 2005)

Seperti terlihat pada gambar, pada sistem ini terdapat alat gasifikasi (gasifier) yang digunakan untuk menghasilkan gas, umumnya bertipe entrained flow. Yang tersedia di pasaran saat ini untuk tipe tersebut misalnya Chevron Texaco (lisensinya sekarang dimiliki GE Energy), E-Gas (lisensinya dulu dimiliki Dow, kemudian Destec, dan terakhir Conoco Phillips ), dan Shell. Prinsip kerja ketiga alat tersebut adalah sama, yaitu batubara dan oksigen berkadar tinggi dimasukkan kedalamnya kemudian dilakukan reaksi berupa oksidasi sebagian (partial oxidation) untuk menghasilkan gas sintetis (syngas), yang 85% lebih komposisinya terdiri dari H₂ dan CO. Karena reaksi berlangsung pada suhu tinggi, abu pada batubara akan melebur dan membentuk slag dalam kondisi meleleh (glassy slag). Adapun panas yang ditimbulkan oleh proses gasifikasi dapat digunakan untuk menghasilkan uap bertekanan tinggi, yang selanjutnya dialirkan ke turbin uap.

Oksigen yang digunakan untuk proses gasifikasi dihasilkan dari fasilitas Air Separation Unit (ASU). Unit ini berfungsi untuk memisahkan oksigen dari udara melalui mekanisme cryogenic separation, menghasilkan oksigen berkadar sekitar 95%. Selain oksigen, pada ASU juga dihasilkan nitrogen yang digunakan sebagai media inert untuk feeding batubara ke gasifier, selain dapat pula digunakan untuk menurunkan suhu pada combustor sehingga emisi NOx dapat terkontrol.

Pada gas sintetis, selain H₂ dan CO juga dihasilkan unsur lain yang tidak ramah lingkungan seperti HCN, H₂S, NH₃, COS, uap air raksa, dan char. Oleh karena itu, gas harus diproses terlebih dulu untuk menghilangkan bagian tersebut sebelum dikirim ke turbin gas. Gas buang dari turbin gas kemudian mengalir ke Heat Recovery Steam Generator (HRSG) yang berfungsi mengubah panas dari gas tersebut menjadi uap air, yang selanjutnya dialirkan menuju turbin uap. Dengan mekanisme seperti ini, efisiensi netto pembangkitan yang dihasilkan juga jauh melebihi pembangkitan pada sistem biasa (PCC) yang saat ini mendominasi. Selain efisiensi pembangkitan, kelebihan lain IGCC adalah sangat rendahnya kadar emisi polutan yang dihasilkan, fleksibilitas bahan bakar yang dapat digunakan, penggunaan air yang 30-40% lebih rendah dibanding PLTU konvensional (PCC), tingkat penangkapan CO₂ yang signifikan, slagyang dapat dimanfaatkan untuk material pekerjaan konstruksi, dan lain – lain.

Sebagai contoh adalah Nuon IGCC yang terletak di Buggenum, Belanda, berkapasitas 250MW. Pembangkit ini menghasilkan efisiensi netto sebesar 43% (Low Heating Value), dengan performansi baku mutu lingkungan yang sangat bagus. Emisi NOx yang dihasilkan sangat rendah yaitu kurang dari 10 ppm, kemudian efisiensi pembuangan sulfur di atas 99%, tingkat emisi flyash, senyawa klorida dan logam berat mudah menguap yang bisa dibilang nol, serta air limbah yang bisa diresirkulasi kembali sehingga tidak ada buangan air limbah ke lingkungan.

Di samping kelebihan tersebut, terdapat pula kelemahan pada sistem IGCC yang dikembangkan saat ini, misalnya, besarnya kapasitas pembangkitan yang ditentukan berdasarkan banyaknya unit dan model turbin gas yang akan digunakan. Contohnya untuk turbin gas GE Frame 7FA yang berkapasitas 275MW. Apabila IGCC akan dioperasikan dengan kapasitas pembangkitan 275MW, berarti cukup 1 unit yang dipasang. Bila 2 unit yang akan digunakan, berarti kapasitas pembangkitan menjadi 550MW, dan bila 3 unit maka akan menjadi 825MW. Kemudian bila kapasitas pembangkitan yang diinginkan adalah di bawah 200MW, maka model yang dipakai bukan lagi GE Frame 7FA, tapi GE 7FA yang berkapasitas 197MW. Demikian pula bila menghendaki kapasitas pembangkitan yang lebih kecil lagi, maka GE 6FA yang berkapasitas 85MW dapat digunakan.

Dengan kombinasi antara model dan banyaknya unit turbin gas yang akan digunakan ini, selain akan membatasi kapasitas pembangkitan pada IGCC, sebenarnya juga akan mempersempit rentang operasi. Misalnya ketika akan menurunkan beban pada saat operasi puncak, hal itu mesti dilakukan dengan menurunkan beban pada turbin gas. Penurunan beban turbin gas ini otomatis akan menurunkan efisiensi pembangkitan dan akibat yang kurang baik pada emisi polutan yang dihasilkan. Kelemahan lain yang perlu dicermati dari sistem IGCC saat ini adalah ongkos pembangkitan per kW dan operation &maintenance (O & M) yang lebih mahal, serta availability factor (AF) yang lebih rendah dibanding PCC.

Sejarah IGCC dimulai pada tahun 1970 ketika perusahaan STEAG dari Jerman Barat mengembangan IGCC berkapasitas 170MW. Jauh setelahnya, proyek demonstration plant IGCC bernama Cool Water diluncurkan di AS pada tahun 1984, yang mengoperasikan IGCC berkapasitas 120MW sampai dengan tahun 1989. Sampai tulisan ini dibuat, sebenarnya belum ada unit IGCC yang murni komersial. Penyebab utamanya adalah investasi pembangunannya yang besar, serta teknologi IGCC yang belum terbukti. Teknologi IGCC disini maksudnya adalah rangkaian proses dari keseluruhan bangunan (building block) yang membentuk sistem IGCC utuh. Hal ini perlu ditekankan karena teknologi dari masing – masing unit pada IGCC misalnya gasifier, HRSG, turbin gas, turbin uap, dan yang lainnya merupakan teknologi yang sudah terbukti. Selama perkembangan yang berlangsung sekitar 20 tahun lebih sejak proyek Cool Water, unit IGCC yang beroperasi secara komersial saat ini baik di AS maupun di Eropa pada awalnya berstatus demonstration plant. Contoh beberapa plant IGCC tersebut adalah

1. Tampa Electric Polk 250MW IGCC Power Station, terletak di Florida, AS. IGCC ini beroperasi sejak September 1996 dibawah proyek Tampa, menggunakan gasifier dari Chevron Texaco (sekarang GE Energy). Bahan bakar yang digunakan adalah batubara dan petroleum coke (petcoke). Masalah yang dihadapi adalah lebih rendahnya tingkat konversi karbon dibandingkan dengan nilai yang direncanakan. Pernah pula terjadi fauling padagas cooler.

2. Wabash River 260MW IGCC Power Station, terletak di Indiana, AS. Beroperasi sejak September 1995 dibawah proyek Wabash River, pembangkit ini menggunakan teknologi gasifikasi dari Global Energy (saat ini bagian dari Conoco Phillips). Sejak berakhirnya proyek dari Departemen Energi AS (DOE) pada tahun 2001, bahan bakar yang digunakan adalah petcoke 100%.

3. Nuon 250MW IGCC Power Station, terletak di Buggenum, Belanda. IGCC ini bermula dari proyek Demkolec yang dimulai pada bulan Januari 1994. Teknologi yang digunakan adalah dari Shell, yang bahan bakarnya adalah batubara dicampur dengan biomassa (sludge dan sampah kayu) untuk lebih mengurangi emisi CO₂. Masalah yang pernah terjadi adalah kebocoran pipa gas cooler dan timbulnya fauling pada gas cooler ketika campuran sludge sekitar 4-5%.

4. Elcogas 300MW IGCC Power Station, terletak di Puertollano, Spanyol.  Pembangkit IGCC ini beroperasi sejak Juni 1996 dibawah proyek Puertollano, menggunakan teknologi gasifikasi dari Prenflow (saat ini bagian dari Shell). Bahan bakarnya berupa campuran petcoke dan batubara berkadar abu 40% dengan perbandingan 50:50. Di bawah program dari Uni Eropa, plant ini direncanakan sebagai tempat untuk proyek pengambilan CO₂ (CO₂ recovery) dan produksi H₂.

Dengan mempertimbangkan berbagai faktor diantaranya efisiensi pembangkitan yang tinggi, faktor ramah lingkungan, dan teknologi gasifikasi yang sudah terbukti, upaya untuk lebih mengurangi kelemahan IGCC sudah mulai dilakukan.

Selain dari segi biaya, dilakukan pula upaya untuk lebih meningkatkan efisiensi pembangkitan, yaitu dengan menambahkan sel bahan bakar (fuel cell) ke dalam sistem IGCC. Dengan demikian, akan terdapat 3 jenis kombinasi pembangkitan pada sistem yang baru ini yaitu turbin gas, turbin uap, dan fuel cell. Metode pembangkitan ini disebut dengan Integrated Coal Gasification Fuel Cell Combined Cycle (IGFC), yang diagram alirnya ditampilkan pada gambar 16 di bawah ini.

Gambar 14. Tipikal IGFC

(Sumber: Clean Coal Technologies in Japan, 2005)

Pada sel bahan bakar, pembangkitan listrik dilakukan secara langsung melalui reaksi elektrokimia antara hidrogen dan oksigen sehingga tingkat kerugian energinya sedikit dan efisiensi pembangkitannya tinggi. Hidrogen tersebut dapat berasal dari gas alam, gas bio, atau gas hasil gasifikasi batubara. Berdasarkan material yang digunakan untuk elektrolitnya, sel bahan bakar terbagi 4 yaitu Phosphoric-Acid Fuel Cell (PAFC), Molten Carbonate Fuel Cell(MCFC), Solid-Oxide Fuel Cell (SOFC), dan Proton-Exchange Membrane Fuel Cell (PEFC). Di bawah ini ditampilkan karakteristik dari keempat jenis sel bahan bakar tersebut.

Tabel 1. Karakteristik Sel Bahan Bakar

(Sumber: Clean Coal Technologies in Japan, 2005)

Dari tabel di atas terlihat bahwa sel bahan bakar yang sesuai untuk kombinasi pembangkitan dengan turbin gas adalah SOFC, karena reaksinya menghasilkan suhu yang sangat tinggi.

Dibandingkan dengan PCC, pembangkitan dengan metode IGFC ini secara teoretis mampu mengurangi emisi CO₂ sebesar 30%. Kelebihan lainnya adalah tingginya efisiensi pembangkitan yang dapat dicapai yaitu minimal 55%. Disamping kelebihan tersebut, terdapat beberapa hal yang perlu diperhatikan sebelum IGFC benar – benar dapat diaplikasikan secara komersial. Yang pertama adalah urgensi pematangan teknologi IGCC, karena IGFC pada dasarnya adalah pengembangan dari IGCC. Kemudian, perlunya pengembangan sel bahan bakar yang berefisiensi tinggi tapi murah, untuk mendukung biaya pembangkitan yang kompetitif ke depannya.

Penutup

Perkembangan teknologi pembakaran pada PLTU batubara telah disajikan di atas. Secara umum dapat dikatakan bahwa suatu teknologi yang berkembang tidak terlepas dari hal pokok yang disebut 3E, yaitu Engineering (sisi teknis), Economy (sisi ekonomis), dan Environment (sisi lingkungan). Pada tahap awal, faktor Economy mungkin menjadi pertimbangan utama untuk pembangunan fasilitas pembangkitan, diikuti Engineering, dan terakhir Environment. Namun seiring dengan upaya pengurangan polusi atau pencemaran lingkungan yang menyebabkan makin ketatnya baku mutu lingkungan, terlihat bahwa urutan 3E tersebut mulai berubah. Faktor Environment secara perlahan menempati urutan pertama dalam pertimbangan pengembangan teknologi, kemudianEngineering, dan terakhir justru Economy.

Mengambil contoh IGCC, adalah wajar bila tahap awal perkembangannya pasti memerlukan biaya yang besar. Namun seiring dengan menguatnya isu lingkungan dan matangnya teknologi tersebut, biaya itu akan menurun dan pada waktu tertentu akan kompetitif terhadap teknologi yang sudah ada. Sebaliknya, teknologi pembangkitan yang ada, misalnya PCC yang saat ini mendominasi, lambat laun akan semakin mahal untuk mengakomodasi standar mutu lingkungan yang semakin ketat, dan pada akhirnya justru malah akan membebani dari segi ekonomi. Di bawah ini ditampilkan perbandingan biaya pembangkitan antara IGCC dan PCC di AS selama kurun 20 tahun terakhir, dan prediksinya di masa depan.

Gambar 15. Perbandingan Biaya Pembangkitan per kW IGCC dan PCC di AS

(Sumber: JCOAL Journal, vol.3, Jan. 2006)

Dari grafik di atas terlihat bahwa selama 20 tahun terakhir, biaya pembangkitan untuk PCC meningkat sekitar 50%. Peningkatan tersebut diakibatkan oleh penambahan peralatan untuk mengurangi beban lingkungan, misalnya fasilitas desulfurisasi (FGD). Sebaliknya, biaya pembangkitan per kW pada IGCC justru semakin menurun, dan diharapkan pada tahun 2010, nilainya akan sama dengan pada PCC, yaitu sekitar $1200.

Referensi

1. Amick, Phil, Coal Gasification Flexibility for Fuels & Products, ConocoPhillips, 2005

2. Baardson, John A., Coal to Liquids: Shell Coal Gasification with Fischer-Tropsch Synthesis, Baardson Energy LLC, 2003.

3. Chhoa, Thomas, Shell Gasification Business in Action, Shell Gas & Power, 2005.

4. JCOAL, Coal Science Handbook, Japan Coal Energy Center, 2005.

5. JCOAL, JCOAL Journal Vol. 2, Nov. 2005, Japan Coal Energy Center, 2005.

6. JCOAL, JCOAL Journal Vol. 3, Jan. 2006, Japan Coal Energy Center, 2006.

7. JCOAL, JCOAL Journal Vol. 4, Mar. 2006, Japan Coal Energy Center, 2006.

8. Material Presentasi, Idemitsu Kosan Co., Ltd, 2003.

9. Sekitan no Kiso Chishiki, Sekitan Shigen Kaihatsu Kabushiki Kaisha.

10. Shigen Enerugi- Chou Shigen Nenryou Bu, Ko-ru No-to 2001 Nen Ban, Shigen Sangyou Shinbunsha, 2001.

11. Sema, Tohru, Karyoku Hatsuden Souron, Denki Gakkai, 2002.

12. WCI, The Coal Resource, World Coal Institute, 2004.

Samarinda, 2006.

Sumber :

http://imambudiraharjo.wordpress.com/2009/03/06/teknologi-pembakaran-pada-pltu-batubara/

 : 

Teknologi PLTN Generasi III+ dan PLTU Batubara Bersih

Kekuatiran berlebih terhadap keberadaan reaktor nuklir sebagai pembangkit listrik merebak paska kecelakaan PLTN Fukushima di Jepang.

Bagaimana tindakan Indonesia pasca kecelakaan ini?

Ramah lingkungan, diversifikasi energi, mempertimbangkan potensi energi lokal, permintaan energi, infrastruktur energi serta faktor lainnya (harga energi, teknologi, pajak, investasi) adalah beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam menentukan pembangunan pembangkit listrik untuk mencapai pembangunan energi dan ekonomi yang berkelanjutan di Indonesia.

Perlu diketahui bahwa rasio elektrifikasi Indonesia saat ini masih sangat rendah, yaitu 55 % pada tahun 2011. Ratio ini merupakan yang terendah di Asia Tenggara (posisi Indonesia tidak lebih baik dari Laos dan Kamboja).

Berdasarkan hal ini maka pembangkit listrik yang cocok dikembangkan Indonesia saat ini adalah pembangkit listrik primer, termasuk didalamnya PLTN dan pengembangan teknologi pembangkit PLTU ramah lingkungan.

Adapun pembahasan pada artikel ini diarahkan dengan perkembangan teknologi  sebagai berikut :

1. PLTN selalu menggelitik para pemerhati energi di Indonesia. PLTN akan selalu memunculkan pro dan kontra di kalangan masyarakat awam terhadap pembangunannya di Indonesia.

Dalam pengoperasian pembangkit listrik tenaga nuklir, jaminan terhadap keselamatan menjadi hal yang penting untuk memberikan rasa aman kepada masyarakat yang tinggal di sekitarnya. Pasca-kecelakaan ini memberikan pengalaman berharga kepada Indonesia betapa pentingnya tingkat kehandalan suatu PLTN.

Dekomisioning sesuai dengan waktu yang telah direncanakan merupakan langkah nyata dalam menjaga kehandalan PLTN.

Peningkatan teknologi keandalan dan keamanan diperoleh pada penyederhanaan sistem pipa primer, perbaikan pada mekanisme batang kendali dan optimasi dari pendinginan inti dalam keadaan darurat. Pada saat terjadi kecelakaan, panas di inti didinginkan tanpa memerlukan pasokan energi dari luar.

Peningkatan kemudahan operasi dan pemeliharaan diupayakan dengan cara perbaikan sistem instrumentasi dan pengendalian, sedangkan penurunan biaya konstruksi dan operasi diharapkan dapat meningkatkan unjuk kerja secara ekonomis. Pengembangan teknologi PLTN juga meliputi penurunan jumlah dari limbah radioaktif yang dihasilkan.

Perlu diketahui PLTN Fukushima adalah PLTN generasi ke II. Saat ini Jepang memiliki teknologi PLTN generasi ke III+, dengan teknologi yang sangat aman, lebih kompak, lebih simple dengan tingkat kehandalan yang tinggi.

Gambar 1. Teknologi PLTN Generasi III+

2. Di Indonesia saat ini masih banyak pembangkit berbahan bakar gas yang harus dioperasikan dengan bahan bakar minyak karena langkanya ketersediaan gas untuk konsumsi pembangkit Indonesia.

Atau bisa juga karena masalah distribusi yang tersendat, seperti masalah kapal batu bara yang tidak bisa merapat, terganggu akibat faktor cuaca.

Langkah paling cepat dan nyata saat ini adalah PLN harus ditopang oleh BUMN lainnya yang bertugas menyediakan bahan bakar gas dan batubara untuk pembangkit listrik yang ada saat ini.

Untuk PLTU batubara bersih, ada 3 teknologi  yang diperkirakan akan berkembang di masa depan, yaitu :

a. Teknologi gasifikasi (Coal Gassifier). Diperkirakan pada awal abad ke-21, PLTU-batubara dengan teknologi gasifikasi akan mengeluarkan 99 % lebih sedikit sulfur dioksida (SO₂) dan abu terbang, serta 90 % kurang nitrogen oksida (NO_x) dari PLTU-batubara masa kini.

Teknologi gasifikasi digabung dengan teknologi turbin gas maju (Integrated Gassification Combined Cycle, IGCC) akan memegang peran utama dalam pusat-pusat pembangkit gasifikasi terpadu.

b. Teknologi penyerapan CO2 pada pembuangan gas PLTU (Carbon Capture Storage, CCS). Ada 2 jenis tipe CCS, yaitu post-combustion CO2 capture, pre-combustion CO2 capture, bergantung dengan proses penyaringan CO2 akibat pembakaran bakar fosil.

Hingga saat ini ada 2 teknologi yang populer digunakan untuk menyaring CO2, yaitu dengan menggunakan asam amino acid, atau dengan menggunakan medan listrik statis, ESP (Electro Static Precipitator).

Silahkan menyimak video berikut untuk informasi yang lebih lengkap : Carbon Capture Storage Project

c. Teknologi Oxyfuel.  Atau lebih dikenal dengan istilah Solid Oxide Fuel Cell (SOFC)

Reaksi dari SOFC adalah sebagai berikut :

Anode Reaction: CH3OH + H2O + 3O= → CO2 + 3H2O + 6e-

Cathode Reaction: 3/2 O2 + 6e- → 3O

Overall Reaction: CH3OH + 3/2 O2 → CO2 + 2H2O + electrical energy

Gas CO2 hasil reaksi di kompres dan akan disimpan didalam tanah dengan persyaratan khusus.

Gambar 2. Sistem hibrid antara IGCC dan SOFC

Sumber   : http://satriaskyterror.wordpress.com/2011/03/19/teknologi-pltn-3-pltu-batubara-bersih/

Pemanfaatan Batubara Untuk Kebutuhan Domestik Akan Ditingkatkan

BANDUNG - Tingginya harga minyak dunia menyebabkan konsumsi batubara meningkat cukup tajam, pemenuhan energi baik ditingkat nasional, regional maupun global terus meningkat seiring meningkatnya pertumbuhan dan kegiatan ekonomi. Dari total produksi batubara nasional, pasar domestik saat ini hanya mampu menyerap 24% karena keterbatasan pemanfaatannya. Sedang untuk sisanya 76% di ekspor.

“Ekspor masih tinggi tersebut karena kemampuan serap domestik masih kurang, karena itu untuk meningkatkan serapan domestik maka pemanfaatan batubara perlu ditingkatkan dengan memperbanyak kegiatan ekonomi berbasis batubara,” tutur Kabag Rencana dan Laporan, Setditjen Mineral dan Batubara, Sujatmiko, dalam acara "Serasehan Forum Wartawan ESDM", Kamis (28/7/2011).

Ditambahkannya, pemakai batubara domestik terbagi menjadi 2 (dua), pertama pemakai Batubara yang digunakan sebagai bahan baku seperti, pembuatan briket batubara, pengolahan logam, pencairan batubara (coal liquefaction), penggasan batubara (coal gasifaction) dan peningkatan mutu batubara (coal upgrading).

Kedua, pemakai batubara yang digunakan sebagai bahan bakar seperti, sektor pembangkit listrik, sektor industri, sektor usaha kecil, dan rumah tangga.

“Kebutuhan batubara Indonesia 83% dialokasikan untuk Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dan sisanya sebesar 17% non pembangkit (semen, pulp dan metalurgi dll),” tambah Sujatmiko.

Penggunaan batubara sebagai bahan bakar PLTU meningkat dari waktu ke waktu, pada tahun 2005 proporsinya sebesar 63% dan meningkat menjadi 83% pada tahun 2010. Pemenuhan batubara untuk PLTU 10.000 Mw Tahap I sudah terpenuhi secara kotraktual dari 4 PKP2B da PT BA hingga jangka 5 tahun kedepan.

Pemerintah akan terus meningkatkan peran batubara dalam pemenuhan energi nasional. Pemanfaata batubara terus meningkat dari waktu ke waktu dari 41 juta ton pada tahun 2005 menjadi 67 ton pada tahun 2010. Proporsi batubara dalam bauran energi nasional pada tahun 2005 sebesar 19% dan pada tahun 2010 sebesar 23%. “Proporsi ini ditargetkan terus meningkat hingga mencapaii 33% pada tahun 2025,” imbuhnya.

Sumber daya batubara Indonesia saat ini mencapai 104,94 milyar ton dan cadangan sebesar 21,13 milyar ton. Dengan potensi yang sedemikian besar tantangan kedepan yang adalah mengupayakan perimbangan stratgis antara peran penting batubara sebagai energi primer yang ekonomis bagi kegiatan produksi di Indonesia dan mengubah cara pandang konvesional sekedar untuk penerimaan negara. (SF)


Sumber :http://www.esdm.go.id/berita/batubara

Investor Semakin melirik Dunia Batubara

Batubara di Indonesia merupakan salah satu andalan sumber energi alternatif di luar minyak dan gas bumi. Endapan batubara tersebar cukup luas di wilayah Indonesia. Salah satu wilayah yang dianggap mempunyai potensi batubara yang sangat besar adalah pulau Kalimantan.
Wilayah ini mengandung banyak sumberdaya batubara dengan ketebalan yang cukup bervariasi, terletak sampai kedalaman lebih dari 100 m, serta memiliki kemiringan yang tidak homogen.
Kondisi ini memperlihatkan gambaran keuntungan untuk ditambang dengan metode tambang bawah tanah. Pada beberapa tempat lapisan batubara ini berada di bawah wilayah kawasan lindung, yang tertutup bagi kemungkinan diusahakan dengan metode tambang terbuka.
Saat ini banyak sekali perusahaan-perusahaan batubara yang melakukan kegiatan eksplorasi di wilayah-wilayah ini, bahkan ada beberapa diantaranya telah melakukan kegiatan produksi.
Kalimantan Tengah misalnya. Daerah ini memiliki potensi pertambangan batu bara sekitar 3,5 miliar ton. Angka yang amat fantastis untuk bisa mengangkat kesejahteraan rakyatnya. Dari angka tersebut, diperkirakan ada sekitar satu miliar ton yang merupakan batubara pembuat kokas (cooking coal), yaitu jenis batubara terbaik dengan harga yang relatif tinggi.
Sejauh ini, batu bara terbaik hanya ada di wilayah Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur. Artinya, peluang untuk mengembangkan sektor pertambangan bagi Kalimanan Tengah, sangatlah besar.
Bayangkan saja, saat ini harga batu bara jenis kokas mencapai US$100 per ton, sementara harga batubara jenis termal US$60 per ton. Namun, pasar batu bara kokas masih terbatas, karena hanya menjadi konsumsi pabrik peleburan baja.
Di Kalimantan Tengah ada lebih dari 247 kuasa pertambangan (KP) batubara dan 15 pemegang Perjanjian Karya Pengusahaan Batu Bara (PKP2B). Sehingga perusahaan-perusahaan tambang tersebar di Kabupaten Murung Raya, Barito Utara, Barito Selatan, dan Barito Timur.
Daya Tarik Bagi Para Investor
Fenomena ini menjadi daya tarik tersendiri bagi para investor. Semakin banyak para investor pertambangan nasional maupun lokal  yang melirik potensi pertambangan batubara di kawasan tersebut (baca: Kalimantan). Sudah tercatat belasan perusahaan telah melakukan survei umum dan eksplorasi.
Penegasan itu dikemukakan Kepala Kantor Pertambangan dan Energi Kabupaten Sintang Drs Yanuar Hasma MM. Menurut Yanuar Hasma, prinsipnya semua invesrtor pertambangan batubara sudah cukup kuat berminat dalam berinvestasi dikawasan potensi tambang batubara dikawasan perbatasan Ketungau Tengah dan Hulu ini. Hanya saja soal transportasi yang masih menjadi keraguan sebab jika nantinya produksi maka akan menghadapi soal kesulitan transportasi untuk memasarkannya.
Tambang Dalam Batubara di Indonesia
Endapan batubara telah mulai ditambang di Indonesia sejak tahun 1849 di Pengaron, Kalimantan Timur oleh sebuah perusahaan swasta Belanda. Pada saat itu teknik penambangan yang dilakukan berupa tambang terbuka. Sedangkan tambang batubara bawah tanah baru dilakukan di daerah batubara Ombilin (Sumatera Barat) sejak tahun1892 oleh Pemerintah Hindia Belanda.
Cara-cara tambang yang dilakukan pada masa itu berupa pengisian dengan pasir bercampur air (hydraulic sandfill). Walaupun teknik tambang bawah tanah ini telah lama ditinggalkan sejak berakhirnya pemerintahan Hindia Belanda, namun penambangan batubara di Ombilin yang masih dilakukan hingga saat ini hanya tinggal penambangan bawah tanah.
Selain di Ombilin, tambang dalam juga pernah dilakukan di lapangan Suban/Pinang – Bukit Asam (Sumatera Selatan) serta di Pulau Laut, Kalimantan Selatan. Akan tetapi dengan karakter batubara yang terdapat tidak jauh dari permukaan, pengusahaan batubara di Indonesia umumnya cenderung dilakukan secara tambang terbuka, mengingat kecilnya faktor resiko dengan keuntungan yang tinggi, walaupun harus mengabaikan dampak lingkungan yang diakibatkannya.
Potensi tambang dalam batubara Indonesia
Saat ini banyak sekali perusahaan-perusahaan batubara yang melakukan kegiatan eksplorasi di wilayah-wilayah ini, bahkan ada beberapa diantaranya telah melakukan kegiatan produksi.
Umumnya metode penambangan yang digunakan berupa tambang batubara terbuka, mengingat kedalaman dari endapan batubara yang sangat mudah ditambang dengan metode ini. Namun apabila dilihat dari data-data pemboran, ternyata di beberapa wiayah di Indonesia, endapan batubara terdapat sampai kedalaman di atas 100 meter, seperti yang terdapat di daerah Parambahan, Sumatera Barat (Cekungan Ombilin). Kondisi seperti ini juga diperkirakan terjadi juga di daerah Kalimantan Timur.
Beberapa eksplorasi di pulau Kalimantan menunjukkan bahwa ada sebagian wilayah yang memiliki endapan batubara yang cukup tebal, terdiri dari beberapa seam (multi seam), yang terdapat di bawah permukaan.
Pada beberapa tambang batubara di luar negeri, banyak terdapat kasus di mana pada lapisan batubara yang mempunyai kemiringan, pertama dilakukan penambangan terbuka sampai mencapai batas tersebut, dan setelah itu beralih ke penambangan bawah tanah. Hal seperti ini bukan tidak mungkin diterapkan pada tambang batubara di Indonesia, sehingga lahan bekas tambang yang sudah ditinggalkan dapat diusahakan kembali untuk tambang bawah tanah.
Kendala
Kendala dalam bisnis batubara terutama terletak pada transportasi hasil tambangnya. Persoalan tersebut tidak lepas dari kondisi infrastruktur transportasi angkutan hasil tambang yang masih sangat buruk. Akibatnya banyak pengusaha batubara yang mengeluh, karena 80% jalannya rusak. Padahal dalam sehari, rata-rata batubara yang diangkut minimal 120.000 ton.
Selain itu, banyak di daerah Kalimantan, terutama Kalimantan Tengah yang tidak me­miliki pelabuhan batu bara yang me­madai. Selama ini, hanya mengandalkan transportasi air su­ngai. Sehingga ketika musim kemarau tiba, sun­gai pun menyusut, akibatnya pengangkut­an tambang yang berkapasitas besar sering mengalami penundaan.
Karena itulah, perlu dibangun infrastruktur rel kereta api serta pelabuhan batu bara, dengan harapan bisa mengangkut batu bara da­lam skala besar. Rencananya, pemerintah setempat akan membangun rel KA untuk ruas Puruk Cuhu-Mangkatip sepanjang 250 km, peningkatan jalan eks hak pengusahaan hutan (HPH) Sungai Hanyu Mangkatip, pembangunan pelabuhan ekspor batu bara (dry port) di Desa Mangkatip, serta mem­bangun pelabuhan di Bahaur Sungai Kahayan, Matalayur, Samuda di Sungai Mentaya, dan Teluk Siginton.

Yang jelas, dari tahun ke tahun jumlah batubara yang dieksploitasi semakin besar mengingat permintaan akan sumberdaya tersebut terus meningkat.  Tentunya harus ada sinergi antara pemerintah, pengusaha dan masyarakat untuk segera mengatasi kendala tersebut, mengingat porspek usaha tambang batubara masih sangat bagus. sumber berita dari bisnisukm.com