e-ISSN Number 2655 2967
Available online at https://jurnal.teknologiindustriumi.ac.id/index.php/JCPE/index

## Journal of Chemical Process Engineering
Volume 8 Nomor 1 (2023) SINTA Accreditation Number 28/E/KPT/2019
Published by *Corresponding Author Department of Chemical Engineering rahmamuthia@ui.ac.id Faculty of Industrial Technology Universitas Muslim Indonesia, Makassar Address Jalan Urip Sumohardjo km. 05 (Kampus 2 UMI) Journal History Makassar- Sulawesi Selatan Paper received : 29 Januari 2023 Email : Received in revised : 23 April 2023 jcpe@umi.ac.id Accepted : 16 Agustus 2023

## Efek Rasio Umpan Co-Gasifikasi Batu Bara dan Tandan Kosong Kelapa Sawit terhadap
Produksi Metanol : Studi Simulasi
(Effects of Feedstock Ratio in the Co-Gasification Process of Coal and Oil Palm Empty Fruit Bunch on the Methanol Production: A Simulation Study)
Rahma Muthia 1,2
1 Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia, Depok 16424, Indonesia
2 Sustainable Energy Systems and Policy Research Cluster, Universitas Indonesia, Depok 16424, Indonesia
Kata Kunci: Co-gasifikasi, batu bara, tandan kosong kelapa sawit, metanol, process mass intensity
Keywords: Co-gasification, coal, oil palm empty fruit bunch, methanol, process mass intensity

## Inti Sari
Metanol  memiliki  banyak  kegunaan  di  berbagai  bidang,  baik  sebagai  senyawa  kimia antara untuk diproses lebih lanjut, sebagai penyusun sebuah senyawa kimia akhir, maupun sebagai bahan bakar. Fleksibilitas penggunaan metanol menjadikan peranannya strategis dalam pengembangan bahan kimia dan energi masa depan. Penelitian ini mengkaji efek rasio umpan batu bara dan tandan kosong kelapa sawit pada proses co-gasifikasi untuk menghasilkan metanol, dengan melakukan studi simulasi di piranti lunak Aspen Plus v.11. Variasi rasio tersebut adalah 100-0, 85-15, 70-30, 50-50, 30-70, 15-85, dan 0-100, di mana rasio  100-0  menunjukkan  proses  gasifikasi  batu  bara  murni.  Performa  proses  diukur dengan menggunakan parameter process mass intensity (PMI), yaitu parameter yang lazim diterapkan di dunia industri untuk mengevaluasi aspek berkelanjutan sebuah proses. Hasil penelitian  ini  menunjukkan  bahwa  berkurangnya  komposisi  batu  bara  pada  umpan  co- gasifikasi  menyebabkan  terjadinya  penurunan  kandungan  CO  pada syngas .  Hal  ini menyebabkan penurunan produktivitas proses sintesis metanol, yang diindikasikan dengan meningkatnya nilai PMI. Selain itu, penelitian ini juga menghasilkan luaran berupa tren PMI  terhadap  komposisi batu  bara  di  dalam umpan.  Tren  tersebut  memberikan  sebuah persamaan polinomial beroder dua (y = 0,0002x 2 – 0,0481x + 5,3381) yang berguna bagi para perancang pabrik untuk memprediksi secara cepat mengenai jumlah metanol yang dapat dihasilkan apabila rasio umpan co-gasifikasi divariasikan.

## Abstract
Methanol  is  widely  used  for  many  purposes,  including  as  an  intermediate  product,  a mixture compound in a final product and fuel. Its flexibility for many applications makes methanol important for the development of future chemicals and fuels. This study evaluates the effects of feedstock ratio in the co-gasification process of coal and oil palm empty fruit bunch  on  the  methanol  production,  by  performing  simulations  in  the  Aspen  Plus  v.11
process simulator. The feed ratios were varied at 100-0, 85-15, 70-30, 50-50, 30-70, 15- 85, 0-100, in which the ratio of 100-0 indicates the gasification process of pure coal. The process  performance  was  quantified  using the process mass  intensity  (PMI)  parameter that is commonly used in industries to assess the sustainability aspect of a process. The findings  of  this  research  suggest  that  a  lower  coal  composition  in  the  feed  causes  a decrease  of  CO in  syngas.  This results in  the  decrease  of  productivity in  the  methanol synthesis as indicated by an increasing PMI. Furthermore, this study invents a PMI trend over the coal composition in the  feed stream. The trend can be described by a second- order  polynomial  equation  ( y  =  0.0002x 2 –  0.0481x  +  5.3381 )  that  is  useful  for  plant designers to quickly quantify methanol that can be produced when different feed ratios are used in the co-gasification process.

## PENDAHULUAN
Metanol dianggap sebagai zat kimia serba guna dikarenakan  penggunaannya  yang  sangat  luas,  baik sebagai salah satu komponen penyusun sebuah produk akhir, senyawa kimia yang merupakan produk antara, maupun bahan bakar [1]. Penggunaan metanol sebagai bahan baku dari  produk kimia lain  di  antaranya pada sintesis formaldehida, dimetil eter, tert -amil metil eter, asam  asetat,  metil  klorida,  dan  olefin  [2].  Tingginya fleksibilitas penggunaan metanol menyebabkan peranan  senyawa  kimia  tersebut  dianggap  strategis dalam  pengembangan  bahan  kimia  dan  energi  masa depan [3].
Dalam dua dekade terakhir, permintaan metanol secara  global  memiliki  tren  peningkatan,  di  mana permintaan metanol pada tahun 2006 dan 2015 adalah sebesar  32  juta  dan  75  juta  ton,  secara  berurutan [4]. Sedangkan,  permintaan  metanol  pada  tahun  2020 diestimasi telah berada pada kisaran 100 juta ton, dan jumlah  tersebut  diprediksi  akan  terus  meningkat dengan pesat [5].
Metanol  dapat  diproduksi  dari  sumber  daya konvensional,  seperti  batu  bara  dan  gas  alam,  dan sumber  daya  terbarukan,  seperti  biomassa  [6].  Salah satu  rute  proses  produksi  metanol  yang  lazim  adalah melalui  gasifikasi,  di  mana  umpan  dikonversikan terlebih dahulu menjadi synthetic gas ( syngas ) dengan kehadiran  agen  gasifikasi  berupa  udara,  oksigen, dan/atau  uap  air  di  dalam  reaktor  gasifikasi  yang menyebabkan  terjadinya  oksidasi  parsial  [7]. Syngas , yang  komponen  utamanya  berupa  gas  CO,  H 2 ,  dan sejumlah  CO 2 ,  dibersihkan  dari  zat  pengotor  dan selanjutnya  direaksikan  pada  tekanan  dan  temperatur tertentu agar dapat menghasilkan metanol.
Produksi  metanol dari biomassa  melalui proses gasifikasi  berpotensi  mengurangi  ketergantungan terhadap  sumber  daya  konvensional.  Namun,  hingga saat ini penerapannya masih menghadapi tantangan, di
mana  produksi  bio-metanol  dalam  skala  besar membutuhkan biomassa dalam jumlah yang masif [8]. Selain  itu,  gasifikasi  biomassa  menghasilkan syngas dengan  kualitas  yang  lebih  rendah  dibandingkan syngas dari bahan baku konvensional [9, 10].
Dalam rangka mengantisipasi tantangan tersebut sekaligus  untuk  mendukung  berlangsungnya  transisi pemakaian  sumber  daya  energi,  proses  co-gasifikasi menjadi  alternatif  yang  prospektif  untuk  diterapkan. Co-gasifikasi batu bara dan biomassa diprediksi dapat memperbaiki  fleksibilitas  proses  dalam  aspek  teknis, ekonomi,  dan  lingkungan  [11].  Sejumlah  penelitian terkait co-gasifikasi  batu  bara dan biomassa berfokus pada kajian ketiga aspek tersebut. Liu [12] melakukan analisis keekonomian terhadap produksi  metanol dari gasifikasi batu bara tunggal, biomassa tunggal, dan co- gasifikasi.  Qin  dkk.  [13]  mengevaluasi  efek  co- gasifikasi  terhadap  efisiensi  energi  dan  intensitas gas rumah kaca. Li  dkk. [14]  menggunakan piranti lunak Aspen  Plus  untuk  mengetahui  efek  jenis  agen gasifikasi,  rasio  pemisahan syngas ,  dan  rasio  daur ulang syngas terhadap produksi metanol.
Kendati pun berbagai penelitian telah menghasilkan  temuan  yang  bermanfaat  dalam pengembangan  proses  co-gasifikasi  batu  bara  dan biomassa,  saat  ini  terdapat  kesenjangan  pemahaman mengenai  efek  variabel  yang  ditetapkan  pada  proses co-gasifikasi terhadap produk metanol yang dihasilkan. Emami-Taba dkk. [15] telah mengkaji efek komposisi  umpan  co-gasifikasi  terhadap  kualitas syngas , tetapi tidak mengevaluasi efek yang dihasilkan terhadap  produk  metanol.  Penelitian  ini  bertujuan untuk  mengisi  kesenjangan  tersebut,  di  mana penelitian  ini  mengevaluasi  efek  rasio  umpan  co- gasifikasi  batu  bara  dan  biomassa  terhadap  kuantitas metanol  yang  dihasilkan.  Parameter process  mass intensity menjadi tolak ukur performa konversi umpan menjadi  metanol  melalui  co-gasifikasi.  Luaran  yang
disampaikan pada penelitian ini diharapkan memberikan kontribusi dalam penerapan teknologi co- gasifikasi  sebagai  upaya  transisi  dari  pemakaian sumber  energi  konvensional  menuju  sumber  energi terbarukan.

## METODE PENELITIAN
Penelitian ini dilakukan dengan mensimulasikan tiga  tahapan  proses  untuk  konversi  umpan  menjadi metanol,  yaitu  co-gasifikasi  batu  bara  dan  biomassa, pembersihan syngas ,  dan  reaksi syngas menjadi metanol.  Simulasi  dilakukan  dengan  menggunakan simulator  proses  Aspen  Plus  v.11.  Urutan  proses tersebut  menjadi  fokus  penelitian  ini,  sebagaimana ditampilkan  pada  Gambar  1  di  dalam  garis  putus- putus.  Dalam  praktiknya,  diperlukan  perlakuan  pra- proses, misalnya pencucian dan penggilingan biomassa, serta perlakuan post-proses, yaitu pemisahan  metanol  dari  produk  samping  berupa  air. Perlakuan tersebut berada di luar fokus penelitian ini. Penjelasan  mengenai  tahapan  pra-proses  biomassa dijelaskan secara menyeluruh oleh Ramos dkk. [16].
Adapun  jenis  biomassa  yang  digunakan  adalah tandan kosong kelapa sawit (TKKS), sedangkan jenis batu  bara  (BB)  yang  diumpankan  adalah  lignit  atau lazim disebut batu bara cokelat. Hasil analisis ultimate dan proximate umpan  yang  digunakan  dalam penelitian ini ditampilkan pada Tabel 1 dan 2. Variabel bebas  pada  penelitian  ini  adalah  rasio  batu  bara  dan TKKS  yang  diumpankan  ke  dalam  proses  co- gasifikasi, yaitu 100-0, 85-15, 70-30, 50-50, 30-70, 15- 85,  dan  0-100.  Rasio  100-0  menunjukkan  umpan berupa  batu  bara  murni,  sedangkan  rasio  0-100 mengindikasikan umpan berupa TKKS murni.
Untuk  mengetahui  efek  rasio  umpan  co- gasifikasi terhadap performa proses produksi metanol, penelitian  ini  menggunakan  parameter process  mass intensity (PMI)  sebagai  sebuah  tolak  ukur.  PMI dituliskan sebagai,
𝑃𝑀𝐼 = 𝐹 𝑈 𝐹 𝑀 (1)
di mana F U adalah total laju alir batu bara dan TKKS yang  diumpankan  ke  dalam  proses  co-gasifikasi (kg/jam)  dan F M adalah  laju  alir  produk  metanol (kg/jam).  Parameter  PMI  telah  digunakan  di  dunia industri sekitar 15 tahun terakhir untuk mengevaluasi upaya  pelaku  industri  menuju  proses  produksi  yang berkelanjutan  [19].  Dengan  alasan  konsistensi,  total laju  alir  umpan  proses  co-gasifikasi  untuk  semua variasi rasio umpan pada penelitian ditetapkan sebesar 3 x 10 6 kg/jam.
Simulasi  co-gasifikasi  mencakup  mekanisme reaksi yang ditampilkan pada Tabel 3 [20]. Penelitian ini mensimulasikan proses gasifikasi di dalam sebuah reaktor  unggun  ganda  terfluidisasi,  di  mana  terdapat zona  pembakaran  arang  di  dalam  reaktor  yang menyuplai  energi  ke  zona  gasifikasi.  Agen  gasifikasi yang  digunakan  adalah  uap  air  yang  dapat menghasilkan  proses  yang  lebih  bersih  dibandingkan gasifikasi yang menggunakan jenis agen lain [21].
Tabel 3. Mekanisme reaksi pada proses gasifikasi [20]
Reaksi Mekanisme reaksi water-gas C + H 2 O ⇄ CO + H 2 water-gas shift CO + H 2 O ⇄ CO 2 + H 2 steam reforming CH 4 + H 2 O ⇄ CO + 3H 2 Boudouard reaction
C + CO 2 ⇄ 2CO
Gambar 1. Proses konversi umpan menjadi metanol melalui proses co-gasifikasi
Proses co- gasifikasi Pembersihan syngas Sintesis metanol Pemurnian metanol raw syngas clean syngas
campuran produk metanol air Batu bara dan TKKS Fokus penelitian ini Pra-proses utama
Tabel 1 . Analisis proximate batu bara dan TKKS dalam basis kering [17, 18]
Material Kandungan uap air (%) Kandungan abu (%) Volatile matter (%) Fixed carbon (%) Batu bara < 0,1 14,10 44,75 41,15 Tandan kosong kelapa sawit 10,45 3,43 68,67 17,45
Tabel 2. Analisis ultimate batu bara dan TKKS dalam basis kering [17, 18] Material C (%) H (%) N (%) S (%) O (%) Batu bara 62,11 4,98 1,46 1,29 16,06 Tandan kosong kelapa sawit 44,06 6,06 0,29 0,11 46,05
Pada  penelitian  ini,  proses  gasifikasi disimulasikan pada tekanan standar 1 atm. Temperatur operasi  dan  rasio  agen  gasifikasi  terhadap  umpan merujuk pada nilai yang diusulkan oleh Puig-Gamero, dkk.  [20],  yaitu  900°C  dan  0,5,  secara  berurutan. Sejumlah  asumsi  digunakan  di  dalam  simulasi,  yaitu (1) proses dalam keadaan tunak, (2) gas bersifat ideal, dan  (3)  tekanan  dan  temperatur  bernilai  homogen  di setiap bagian dalam reaktor.
Raw syngas yang telah dihasilkan dari proses co- gasifikasi  selanjutnya  memasuki  tahap  pembersihan syngas untuk mengeliminasi pengotor berupa H 2 S dan NH 3 dan  menghasilkan clean  syngas .  Pembersihan syngas dilakukan dengan pengoperasian unit pressure swing  adsorption ,  dengan  fraksi  pemisahan  senyawa yang merujuk pada Gutiérrez Ortiz, dkk. [22].
Selanjutnya,  konversi clean  syngas menjadi metanol disimulasikan di dalam sebuah reaktor dengan model plug-flow .  Kondisi  operasi  reaktor  yang digunakan adalah 49,3 atm dan 230°C, sesuai dengan kondisi  yang  digunakan  oleh  Nyári,  dkk.  [23]. Mekanisme  reaksi  yang  terlibat  di  dalam  proses  ini ditampilkan pada Tabel 4.
Tabel  4. Mekanisme  reaksi  pada  proses  sintesis metanol [25]
Reaksi Mekanisme reaksi hidrogenasi karbon monoksida CO + 2H 2 ⇄ CH 3 OH
hidrogenasi karbon dioksida CO 2 + 3H 2 ⇄
CH 3 OH + H 2 O water-gas shift
CO 2 + H 2 ⇄ CO + H 2 O
Adapun  jenis  katalis  yang  digunakan  adalah Cu/Zn/Al/Zr,  di  mana  model  kinetik  yang  digunakan pada  simulasi  ini  merujuk  pada  Nyári,  dkk. [23] dan Kiss, dkk. [24].

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Hasil  simulasi  tiga  tahapan  proses  utama  untuk produksi  metanol  dari  umpan  batu  bara  dan  TKKS ditampilkan pada Gambar 2-4. Keempat reaktor yang ditampilkan  di  dalam  Gambar  2  menunjukkan mekanisme proses co-gasifikasi secara menyeluruh di dalam  sebuah  reaktor  unggun  ganda  terfluidisasi,  di mana  terjadi  dekomposisi  umpan  menjadi  unsur penyusunnya  (R-1),  stabilisasi  ikatan  kimia  (R-2), pembakaran  arang  (R-4),  dan  fenomena  transformasi senyawa menjadi komposisi penyusun syngas (R-3).
Gambar 2. Simulasi proses co-gasifikasi batu bara dan TKKS
Gambar  3  menampilkan  hasil  simulasi pressure swing adsorption yang terdiri dari empat unit separator dan dioperasikan pada tekanan 30 atm dan temperatur
35°C.  Adanya kompresor dan valve diperlukan untuk menyesuaikan tekanan masuk dan keluar dari sebuah
Gambar 3. Simulasi proses pembersihan syngas
Tabel 5. Komposisi clean syngas yang dihasilkan dengan berbagai rasio umpan co-gasifikasi
Material Fraksi mol clean syngas CO 2 CO H 2 H 2 O CH 4 NH 3 H 2 S 100 – 0 0,005 0,256 0,734 0,001 0,000 0,003 0,002 85 – 15 0,011 0,242 0,742 0,001 0,000 0,002 0,001 70 – 30 0,018 0,230 0,750 0,001 0,000 0,001 0,001 50 – 50 0,026 0,213 0,759 0,001 0,000 0,001 0,001 30 – 70 0,035 0,195 0,767 0,001 0,000 0,000 0,001 15 – 85 0,043 0,182 0,773 0,001 0,000 0,000 0,001 0 – 100 0,051 0,169 0,778 0,001 0,000 0,000 0,000
unit pressure  swing  adsorption . Clean  syngas yang diperoleh  dari  berbagai  rasio  umpan  co-gasifikasi ditampilkan  pada  Tabel  5.  Distribusi  produk  yang diperoleh  pada  penelitian  ini  memiliki  tren  yang sejalan  dengan  temuan  Puig-Gamero  dkk.  [20],  di mana  hidrogen  dan  karbon  monoksida  merupakan senyawa  kimia  dengan  fraksi  terbesar. Dengan
berkurangnya komposisi batu bara pada umpan, dapat diobservasi  tren  penurunan  kandungan  CO  serta sedikit  peningkatan  CO 2 dan  H 2 di  dalam syngas . Perubahan komposisi tersebut berpotensi
mempengaruhi jumlah metanol yang dapat diproduksi, yang diketahui lebih lanjut dari hasil simulasi sintesis metanol.
Gambar 4. Simulasi proses sintesis metanol dari clean syngas
Gambar 4 menampilkan simulasi proses produksi metanol  dari clean  syngas .  Adanya  sebuah  unit kompresor sebelum reaktor diperlukan untuk menyesuaikan  tekanan  aliran  dengan  kondisi  operasi reaktor.  Unit valve dan  pendingin  diletakkan  setelah reaktor  agar  tekanan  dan  temperatur  kembali mendekati  kondisi  standar.  Sebuah  unit  separator
ditempatkan  untuk  memisahkan  senyawa  berfasa  gas dan cair. Campuran metanol dan air selanjutnya perlu dikirim  ke  unit  distilasi  untuk  pemurnian  senyawa. Pemisahan  tersebut  diproyeksikan  tidak  memiliki kendala teknis dikarenakan tidak adanya azeotrop yang terbentuk antara metanol dan air.
Setelah  mendapatkan  hasil  simulasi  dari  ketiga tahapan  proses,  selanjutnya  dilakukan  analisis  efek rasio  umpan  terhadap  kuantitas  metanol  yang dihasilkan.  Gambar  5  menunjukkan  korelasi process mass intensity terhadap komposisi batu bara di dalam umpan gasifikasi. Peningkatan process mass intensity diobservasi terjadi saat kandungan batu bara di dalam umpan berkurang.
Gambar 5. Tren PMI terhadap komposisi batu bara dalam umpan co-gasifikasi
Nilai  PMI  yang  lebih  tinggi  mengindikasikan lebih  sedikitnya  metanol  yang  dihasilkan  dari  umpan dengan laju alir yang sama. Lebih tingginya nilai PMI tersebut  memiliki  kaitan  dengan  adanya  tren penurunan CO di dalam syngas saat komposisi TKKS yang digunakan lebih besar. Sebagaimana ditampilkan pada  Tabel  4,  CO  merupakan  reaktan  utama  untuk proses produksi metanol.
Sebuah  tren  PMI  terhadap  komposisi  batu  bara pada  umpan  co-gasifikasi  dapat  dihasilkan  pada Gambar  5.  Tren  tersebut  memberikan  sebuah persamaan polinomial berorder dua, yaitu y = 0.0002x 2 –  0.0481x  +  5.3381.  Persamaan  ini  dapat  digunakan oleh  para  perancang  proses  agar  secara  cepat mendapatkan  informasi  tentang  kuantitas  metanol yang  dapat  dihasilkan  apabila  suatu  rasio  umpan  co- gasifikasi diterapkan.

## KESIMPULAN
Penelitian ini telah menghasilkan simulasi proses produksi  metanol  melalui  proses  co-gasifikasi  batu bara  dan  tandan  kosong  kelapa  sawit.  Co-gasifikasi dianggap  dapat  menjadi  strategi  untuk  transisi pengurangan  ketergantungan  terhadap  sumber  daya konvensional. Lebih rendahnya komposisi batu bara di dalam umpan co-gasifikasi mengakibatkan penurunan CO dan sedikit peningkatan CO 2 dan H 2 pada syngas
yang  dihasilkan  dari  proses  co-gasifikasi.  Penurunan CO  tersebut  memberikan  kontribusi  terhadap  lebih rendahnya  kuantitas  metanol  yang  dihasilkan.  Hal tersebut  dibuktikan  dengan  meningkatnya  nilai process  mass  intensity saat  persentase  batu  bara  di dalam umpan lebih rendah.
Penelitian  ini  juga  merekomendasikan  sebuah persamaan yang menunjukkan hubungan process mass intensity dengan komposisi batu bara yang diumpankan. Persamaan tersebut memberikan manfaat untuk  secara  cepat  mengetahui  PMI  yang  dapat diperoleh  apabila  suatu  rasio  umpan  diterapkan,  di mana perancang proses tidak perlu melakukan simulasi terlebih  dahulu  untuk  mengetahui  nilai  PMI  yang diharapkan.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  G. Z. S. Ling, J. J. Foo, X.-Q. Tan, and W.-J. Ong, “Transition  into  Net-Zero  Carbon  Community from  Fossil  Fuels:  Life  Cycle  Assessment  of Light-Driven CO 2 Conversion to Methanol Using Graphitic  Carbon  Nitride,” ACS  Sustainable Chem. Eng. , vol. 11 (14), pp. 5547–5558, 2023, doi: 10.1021/acssuschemeng.2c07375.
[2]  J.  Sehested,  “Industrial  and  scientific  directions of methanol catalyst development,” J. Catal, vol .
371, pp. 368–375, 2019,
doi:
10.1016/j.jcat.2019.02.002.
[3]  M. Bukhtiyarova, T. Lunkenbein, K. Kähler, and R. Schlögl, “Methanol Synthesis from Industrial CO2  Sources:  A  Contribution  to  Chemical Energy  Conversion,” Catal.  Lett. ,  vol.  147,  pp. 416–427,  2017,  doi:  10.1007/s10562-016-1960- x.
[4]  J.  Mahabir,  K.  Bhagaloo,  N.  Koylass,  M.  N. Boodoo, R. Ali, M. Guo, and K. Ward, “What is required  for  resource-circular  CO2  utilization within  Mega-Methanol  (MM)  production?” J. CO 2 Util. ,  vol.  45,  101451,  2021,  doi: 10.1016/j.jcou.2021.101451.
[5]  C. Jaggai, Z. Imkaraaz, K. Samm, A. Pounder, N. Koylass,  D.  P.  Chakrabarti,  M.  Guo,  K.  Ward, “Towards  greater  sustainable  development within current Mega-Methanol (MM)
production,” Green  Chem. ,  vol.  22  (13),  pp. 4279–4294, 2020, doi: 10.1039/d0gc01185a.
[6]  G.  Iaquaniello,  G.  Centi,  A.  Salladini,  and  E. Palo,  “Methanol  Economy:  Environment, Demand,  and  Marketing  With  a  Focus  on  the Waste-to-Methanol  Process,”  in Methanol ,  A. Basile, F. Dalena, Eds., Elsevier, 2018, pp. 595– 612, doi: 10.1016/B978-0-444-63903-5.00022-4.
y = 0,0002x 2 - 0,0481x + 5,3381 R² = 0,9992 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 P ro ce ss m as s in te n si ty / [- ]
Komposisi batu bara / [%]
[7]  P.  Gautam,  Neha,  S.  N.  Upadhyay,  and  S.  K. Dubey, “Bio-methanol as a renewable fuel from waste  biomass:  Current  trends  and  future perspective,” Fuel , vol. 273, 117783, 2020, doi: 10.1016/j.fuel.2020.117783.
[8]  N. S. Shamsul, S. K. Kamarudin, N. A. Rahman, N. T. Kofli, “An overview on the production of bio-methanol  as  potential  renewable  energy,” Renewable Sustainable Energy Rev. , vol. 33, pp. 578–588, 2014, doi: 10.1016/j.rser.2014.02.024.
[9]  M. Shahabuddin and S. Bhattacharya, “Enhancement  of  performance  and  emission characteristics by co-gasification of biomass and coal using an entrained flow gasifier,” J. Energy Inst. ,  vol.  95,  pp.  166–178,  2021,  doi: 10.1016/j.joei.2021.01.012.
[10]  S. Li, X. Sun, L. Liu, and J. Du, “A full process optimization  of  methanol  production  integrated with  co-generation  based  on  the  co-gasification of biomass and coal,” Energy , vol. 267, 126566, 2023, doi: 10.1016/j.energy.2022.126566.
[11]  A. Hasanoğlu, E. Faki, A. Seçer , Ş.  Üzden, “Co- solvent  effects  on  hydrothermal  co-gasification of coal/biomass mixtures for hydrogen production,” Fuel ,  vol.  331  (1),  125693,  2023, doi: 10.1016/j.fuel.2022.125693.
[12]  Z.  Liu,  “Economic  analysis  of  methanol production  from  coal/biomass  upgrading,” Energy  Sources  Part  B ,  vol.  13  (1),  pp.  66–71, 2018, doi: 10.1080/15567249.2017.1403501.
[13]  Z. Qin, Y. Tang, Z. Zhang, and X. Ma, “Techno- economic-environmental  analysis  of  coal-based methanol  and  power  poly-generation  system integrated with biomass co-gasification and solar based  hydrogen  addition,” Energy  Convers. Manage. ,  vol.  228,  113646,  2021,  doi: 10.1016/j.enconman.2020.113646.
[14]  S. Li, X. Sun, L. Liu, and J. Du, “A full process optimization  of  methanol  production  integrated with  co-generation  based  on  the  co-gasification of biomass and coal.” Energy , vol. 267, 126566, 2023, doi: 10.1016/j.energy.2022.126566.
[15]  L. Emami-Taba, M. F. Irfan, W. M. A. W. Daud, and M. H. Chakrabarti, “Fuel blending effects on the  co-gasification  coal  and  biomass,” Biomass Bioenergy ,  vol.  57,  pp.  249–263,  2013,  doi: 10.1016/j.biombioe.2013.02.043.
[16] A.  Ramos,  E.  Monteiro,  A.  Rouboa,  “Biomass pre-treatment  techniques  for  the  production  of biofuels  using  thermal  conversion  methods  –  A review,”  Energy  Convers.  Manage.,  vol.  270, 116271,
2022, doi:
10.1016/j.enconman.2022.116271.
[17]  W.  W.  Purwanto,  D.  Supramono,  and  H. Fisafarani, "Biomass Waste and Biomass Pellets Characteristics and Their Potential in Indonesia," The  1st  International  Seminar  on  Fundamental and Application of Chemical Engineering , 2010.
[18]  L.  Yi,  J.  Feng,  Y.-H.  Qin,  and  W.-Y.  Li, "Prediction  of  elemental  composition  of  coal using  proximate  analysis," Fuel ,  vol.  193,  pp. 315-321, 2017, doi: 10.1016/j.fuel.2016.12.044.
[19]  C. H. Benison, P. R. Payne, “Manufacturing mass intensity: 15 Years of Process Mass Intensity and development  of  the  metric  plant  cleaning  and beyond,” Curr.  Res.  Green  Sustainable  Chem. ,
vol. 5, 100229, 2022, doi: 10.1016/j.crgsc.2021.100229.
[20]  M.  Puig-Gamero,  J.  Argudo-Santamaria,  J.  L. Valverde,  P.  Sánchez,  and  L.  Sanchez-Silva, “Three integrated process simulation using aspen plus®:  Pine  gasification,  syngas  cleaning  and methanol  synthesis,” Energy  Convers.  Manage . vol. 177, pp. 416–427, 2018, doi: 10.1016/j.enconman.2018.09.088.
[21]  A.  AlNouss,  G.  McKay,  T.  Al-Ansari,  “A comparison  of  steam  and  oxygen  fed  biomass gasification through a techno-economic- environmental study.” Energy Convers. Manage. ,  vol.  208,  112612,  2020,  doi: 10.1016/j.enconman.2020.112612.
[22]  F.  J.  Gutiérrez  Ortiz,  A.  Serrera,  S.  Galera,  P. Ollero,  "Methanol  synthesis  from  syngas obtained  by  supercritical  water  reforming  of glycerol," Fuel , vol. 105, pp. 739-751, 2013, doi: 10.1016/j.fuel.2012.09.073.
[23] J. Nyári, M. Magdeldin, M. Larmi, M. Järvinen, A. Santasalo-Aarnio,  "Techno-economic barriers of  an  industrial-scale  methanol  CCU-plant," J. CO 2 Util. ,  vol.  39,  101166,  2020,  doi: 10.1016/j.jcou.2020.101166.
[24] A. A. Kiss, J. J. Pragt, H. J. Vos, G. Bargeman, G., M. T. de Groot, "Novel efficient process for methanol  synthesis  by  CO2  hydrogenation," Chem. Eng. J. , vol. 284, pp. 260-269, 2016, doi: 10.1016/j.cej.2015.08.101
[25]  F.  Manenti,  A.  R.  Leon-Garzon,  Z.  Ravaghi- Ardebili,  C.  Pirola,  "Systematic  staging  design applied  to  the  fixed-bed  reactor  series  for methanol  and  one-step  methanol/dimethyl  ether synthesis," Appl. Therm. Eng. , vol. 70(2), 1228- 1237, 2014, doi: 10.1016/j.applthermaleng.2014.04.011