feasibility study v1.2
Post on 24-Oct-2015
243 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
Feasibility Study
Pembangkit Listrik Tenaga Uap
Coal Fired Steam Power Plant Sumenep 3 x 150 MW
TI3003 – Ekonomi Teknik
Dosen: Ir. Joko Siswanto
Anggota:
Syahrial Ramadhan 180 10 016
R. Randi Oktovan Noegroho 180 10 020
Nelson Poetra Yoga Hadisoeseno 180 11 018
Teknik Industri
Fakultas Teknologi Industri
Institut Teknologi Bandung
2013
Bab I
Pendahuluan
1.1 Latar Belakang
Kebutuhan akan energi menjadi isu global yang harus kita hadapi saat ini. Energi listrik
adalah salah satu jenis energi yang mudah dikonversikan menjadi jenis energi yang lain.
Selain itu energi listrik dapat ditransmisikan dengan murah dibandingkan dengan energi
lainnya. Oleh karena itu dalam suatu negara hampir seluruh energi yang dipasok untuk
menggerakkan roda perindustrian adalah energi listrik. Kemajuan industri sangat berkaitan
erat dengan pertumbuhan kebutuhan akan listrik.
Indonesia sebagai negara yang sedang berkembang membutuhkan sumber energi yang cukup
untuk mendorong roda perekonomiannya. Bagi negara berkembang seperti Indonesia rasio
elastisitasnya masih sangat tinggi yaitu sekitar 1,5. Faktor elastisitas menunjukkan bahwa
untuk pertumbuhan ekonomi sebesar 1 % dibutuhkan penambahan suplai energi listrik tiap
tahun sebesar 1,5 %. Dengan target pemerintah dimana target pertumbuhan ekonomi sebesar
6 % maka dapat dihitung kebutuhan listrik tiap tahun meningkat sebesar 9 %. Secara
hitungan kasar maka diperlukan dua kali kumlah pembangkit yang ada sekarang dalam
rentang waktu 11 tahun.
Untuk mengatasi pertumbuhan demand listrik yang sangat cepat namun dengan modal yang
terbatas maka dibutuhkan jenis pembangkit yang sesuai dengan kondisi ini. Pembangkit
Listrik Tenaga Uap ( PLTU ) adalah pilihan teknologi yang murah dan terbukti cukup handal.
Didukung oleh ketersediaan sumber batubara dalam negeri sehingga pasokannya dapat
terjaga.
Beberapa isu yang berkembang banyak menyudutkan PLTU sebagai pembangkit yang
menyebabkan global warming. Hal ini tidak boleh membuat kita terlena dan lari dari
kenyataan bahwa demand listrik terus naik. Untuk negara berkembang memang dibutuhkan
pembangkit-pembangkit “kotor” untuk mendorong industri pengolahan dan manufaktur yang
membutuhkan daya listrik yang sangat besar dan reliabilitas tinggi. PLTU mampu menjawab
tantangan tersebut.
Teknologi yang berkembang juga dapat membuat PLTU menjadi pembangkit yang bersih
seperti dengan menggunakan Electro Static Precipitator ( ESP ) yang mampu mengurangi fly
Feasibility Study – TI3003 1
ash secara signifikan. Teknologi lain yang sedang berkembang adalah CO2 capture dimana
CO2 ditangkap dan disimpan dalam perut bumi untuk menjaganya agar tidak lepas dari
atmosfer. Untuk kasus Indonesia kita mempunyai hutan yang luas dan merupakan jantung
dunia
PLTU merupakan pilihan yang tepat untuk menunjang pertumbuhan ekonomi Indonesia
sekaligus mempersiapkan energi alternatif lain pengganti pembangkit fosil.
1.2 Rumusan masalah
Beberapa masalah yang muncul antara lain
Energi merupakan kebutuhan primer bagi masyarakat modern
Pertumbuhan energi nasional tiap tahun sekitar 9 %
Dibutuhkan daya listrik yang besar dan reliabilitas tinggi untuk menyokong kegiatan
industri
1.3 Tujuan perancangan
Tujuan dari perancangan PLTU adalah
1. Menyediakan pembangkit listrik dengan kapasitas 3 x 150 MW untuk memenuhi
kebutuhan beban
2. Penyediaan listrik dengan daya besar dan suplai yang kontinyu
1.4 Ruang lingkup perancangan
Ruang lingkup perancangan dibatasi pada aspek-aspek prinsip dalam perancangan
PLTU. Detail perancangan hanya sebatas subsistem yang merupakan bagian utama
pendukung PLTU. Operasi PLTU yang ditinjau merupakan operasi dasar untuk menjaga
keberjalanan sebuah PLTU. Biaya maintenance dan pajak dalam hitungan persen ( % ).
Feasibility Study – TI3003 2
Bab II
Deskripsi Teknologi
Deskripsi Prinsip Teknologi
Pembangkit Listrik Tenaga Uap ( PLTU ) adalah sebuah pembangkit listrik yang
menggunakan tenaga uap air sebagai penggerak utamanya. Uap yang digunakan untuk
memutar turbin diperoleh dengan cara memanaskan air hingga mendidih. Putaran turbin lalu
dikopel dengan generator. Generator yang berputar akan menghasilkan listrik. Untuk dapat
memanaskan uap maka diperlukan suatu bahan bakar. Bahan bakar sebuah PLTU adalah
batubara.
Gambar siklus uap dan air pada PLTU
Air yang akan dijadikan uap pertama-tama ditaruh pada boiler drum di atas boiler.
Batubara yang sudah dihaluskan dengan pulverizer dibakar didalam boiler. Air di dalam
boiler drum dialirkan pada waterwall yang tersusun pada permukaan boiler. Karena adanya
pembakaran di dalam boiler maka temperatur air naik hingga mencapai 500 derajat celcius.
Uap air dengan temperatur tinggi dan bertekanan lalu dimasukkan ke dalam High Pressure
Turbine. Setelah keluar dari turbin uap air masih memiliki panas dan tekanan yang tinggi
sehingga dimasukkan ke dalam boiler lagi. Dari boiler uap air dimasukkan ke dalam
Intermediate Pressure Turbine. Untuk meningkatkan efisiensi uap air sekali dimasukkan ke
dalam boiler dan digunakan untuk memutar Low Pressure Turbine. Uap keluaran dari LP
Feasibility Study – TI3003 3
Turbine didinginkan agar fasanya menjadi cair pada kondensator. Pada kondensator terjadi
perpindahan panas dari uap dengan air laut. Idealnya siklus ini terjadi secara tertutup, namun
karena uap yang dihasilkan oleh boiler tidak seluruhnya memenuhi spesifikasi yang
diharapkan maka ada beberapa uap yang dibuang. Untuk menggantikan uap yang dibuang
maka perlu ada sistem pengisian air kembali. Air yang diisikan merupakan air laut yang
sudah diproses menjadi air tawar murni yang bebas dari mineral.
PLTU dipilih karena teknologi ini mempunyai tingkat maturitas yang tinggi sehingga
performanya dapat diandalkan. Batubara yang merupakan karunia Tuhan hendaknya
dimanfaatkan sebaik-baiknya untuk kesejahteraan rakyat. Untuk mengatasi masalah-masalah
terhadap pencemaran oleh gas buang PLTU dapat diatasi dengan teknologi yang semakin
maju. Sisa hasil pembakaran batubara juga dapat dimanfaatkan kembali sehingga batubara
yang pada beberapa tahun lalu terkenal mencemari lingkungan kini dapat diatasi dengan
teknologi-teknologi baru.
Detalasi Rancangan Teknologi
Pembangkit listrik tenaga uap dengan bahan bakar batubara terdiri dari beberapa unsur, yaitu
unsur sipil dan sarana, unsur pasokan bahan bakar batubara, sistem boiler, sistem turbin dan
generator sinkron, trafo penaik tegangan dan gardu induk yang menyalurkan energi ke pusat
beban melalui sistem jaringan transmisi.
2.1 Diagram Satu Garis Proses dan Konfigurasi Sistem
Diagram satu garis proses digunakan untuk memudahkan dalam membaca alur
proses pembangkitan mulai dari pemrosesan energi primer dikonversi menjadi energi listrik.
Diagram satu garis untuk PLTU Lontar dibagi menjadi 2 bagian utama yaitu:
a. siklus bahan bakar batubara (lihat Gambar 3.1)
b. siklus air dan uap (lihat Gambar 3.3)
Diagram siklus bahan bakar akan menceritakan proses penanganan batubara,
pembakaran di dalam boiler dan terakhir menjadi abu (fly ash). Sedangkan diagram siklus air
dan uap akan menceritakan proses pengambilan air laut yang dirubah menjadi air tawar
sebagai bahan untuk membuat uap untuk memutar turbin uap dan generator, uap yang keluar
dari turbin masuk ke condensor dan berubah menjadi air karena adanya proses pengembunan.
Feasibility Study – TI3003 4
2.2 Komponen Mekanikal
Secara umum peralatan utama mekanikal di PLTU Lontar terdiri dari beberapa
bagian antara lain:
a.Coal handling system: ship unloader, belt conveyor, coal yard, stacker reclaimer,
emergency reclaim hopper, transfer tower, crusher, pulverizing dan prosesnya dikendalikan
oleh coal handling control room (CHCR).
b.Water treatment plant: multi effect desalination (MED), fresh water storage tank,
demineralization water, condensate pump, low pressure heater (LP Heater), deaerator,
boiler feed pump, high pressure heater (HP Heater)
c.Boiler: economiser, boiler drum (feed water pipe, downcomer, waterwall pipe, steam
outline pipe), heater (super heater, reheater, air intake, air preheater)
d.Cooling sytem: circulating water pump (CWP), Sodium Hypochloride, condensor.
e.Steam turbine: high pressure turbine, intermediate pressure turbine, low pressure turbine
f.Electric generator: synchron generator dan excitation
g.Ash handling: ash hopper, forced draft fan, electrostatic precipitator, induced draft fan,
chimney stack, ash yard
h.Boiler start up: HSD tank, fuel diesel pump house, burner
Feasibility Study – TI3003 5
2.3 Coal Handling System
PLTU Lontar adalah pembangkit tenaga listrik yang menggunakan bahan bakar
batubara dengan kapasitas pembangkitan 3 x 315 MW. Dalam kondisi aktual setelah
mencapai beban generator sekitar 20% (60 MW) maka bahan bakar solar (burner HSD) akan
dihentikan dan pembakaran digantikan dengan pasokan batubara. Untuk mencukupi kapasitas
pembangkitan tersebut dibutuhkan suplai batubara dalam jumlah yang mencukupi. Oleh
karena itu diperlukan suatu penanganan khusus terhadap bahan bakar batubara tersebut yang
dinamakan coal handling system.
Coal handling system berfungsi menangani mulai dari pembongkaran batubara dari
kapal / tongkang (ship unloading area), converyor belt, penimbunan / pengerukan (stacker /
reclaimer) di coal yard, transfer tower hingga ke pengisian batubara ke coal bunker. Jenis
batubara yang digunakan di PLTU Lontar adalah jenis low rank atau batubara berkalori
rendah yaitu sekitar 3.900 – 4.250 kkal / kg. Batubara dengan kalori rendah ini biasanya
digunakan untuk pengoperasian normal PLTU (batubara reguler).
Batubara ini disuplai oleh vendor batubara yang berasal dari Sumatera dan
Kalimantan. Beberapa vendor Batubara antara lain dari PT Bukit Asam. Batubara dikirim
melalui jalur laut menggunakan tongkang (burge) kemudian dengan unloading jetty
(dermaga) batubara dipindahkan ke coal yard area dengan menggunakan belt conveyer.
Persediaan batubara ditampung di lapangan terbuka (coal yard area) dan untuk
melayani kebutuhan pembakaran di boiler dimana batubara akan ditampung pada coal bunker
(silo) yang berfungsi menimbun batubara siap pakai atau yang sudah digiling. Untuk
memecah batubara menjadi ukuran yang lebih kecil sebelum dihaluskan lagi oleh pulverizer
digunakan suatu alat yang disebut crusher. Batubara sebelum masuk ke crusher house akan
dibuang kandungan besinya melalui magnetic separator.
Pemasokan batubara dari coal bunker ke burner ruang bakar dilakukan melalui coal
feeder, mill pulverizer, dan coal pipe. Untuk menghasilkan pembakaran yang efisien,
batubara yang masuk ruang pembakaran harus digiling terlebih dahulu hingga berbentuk
serbuk / tepung (pulverized coal). Penggilingan atau penggerusan batu bara menjadi serbuk
dilakukan dengan mill pulverizer yang dikenal juga dengan nama bowl-mill. Disebut bowl-
mill karena di dalamnya terdapat mangkuk (bowl) tempat batubara ditumbuk dengan grinder.
Pemasukan batubara dari coal bunker ke pulverizer diatur dengan coal feeder. Dengan alat
Feasibility Study – TI3003 6
ini, maka dapat dilakukan pengaturan dan pencatatan jumlah aliran batubara yang dapat
dilakukan melalui control room.
Sedang untuk membawa bubuk batubara ke coal burner, dihembuskan udara primer
ke mill. Udara primer dihasilkan oleh primary air fan (PAF) dan bergabung dengan udara
sekunder dari secondary air fan (SAF) didalam ruang burner lalu terbakar dalam ruang bakar
boiler. Jumlah produksi uap pada boiler tergantung pada panas hasil pembakaran batubara
serbuk tersebut.
2.3.1 Ship Unloader (Darmaga)
Ship Unloader adalah suatu peralatan yang digunakan untuk melakukan
pembongkaran batubara dari kapal yang tidak mempunyai peralatan bongkar sendiri (non self
unloading). Peralatan ini dilengkapi dengan Grab (Bucket) dengan kapasitas bongkar 22 ton.
Grab mempunyai 3 motor yang menggerakan yaitu :
a. Close Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab membuka dan menutup (open-
closed)
b. Hold Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab naik dan turun (up-down)
c. Trolly Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab maju dan mundur.
2.3.2 Belt Conveyor (Ban Berjalan)
Fungsi dari belt conveyor adalah untuk membawa material batubara dari ship
unloader area ke coal yard area. Belt conveyor berbentuk semacam sabuk besar yang terbuat
dari karet yang bergerak melewati head pulley dan tail pulley yang keduanya berfungsi untuk
menggerakkan belt conveyor, serta tensioning pulley yang berfungsi sebagai peregang belt
conveyor. Untuk menyangga belt conveyor beserta beban batubara yang diangkut dipasang
idler pada jarak tertentu di antara head pulley dan tail pulley. Idler berupa bantalan berputar
yang dilewati oleh belt conveyor.
Batubara yang diangkut oleh belt conveyor dituangkan dari sebuah bak peluncur
(chute) diujung tail pulley kemudian bergerak menuju ke arah head pulley. Biasanya, muatan
batubara akan jatuh ke dalam bak peluncur lainnya yang terletak di bawah head pulley untuk
Feasibility Study – TI3003 7
diteruskan ke belt conveyor lainnya atau masuk ke bak penyimpan. Di setiap belokan antar
belt conveyor satu dengan yang lain dihubungkan dengan Transfer Tower
2.3.3 Coal Yard
Coal yard adalah tempat penampungan persediaan batubara yang ditempatkan di lapangan
terbuka. Coal Yard di PLTU kapasitas 160.000 – 200.000 ton / bulan, dan memiliki panjang
lapangan 211,6 meter dan lebar 91,6 meter dengan ketinggian maksimal live stock pile 7,0
meter dan ketinggian maksimal untuk dead stock pile 12,0 meter.
2.3.4 Stacker / Reclaimer
Peralatan ini digunakan untuk penimbunan (stacking) dan pengerukan (reclaiming)
batubara di coal yard area. Batubara yang dikeruk kemudian dibawa dengan belt conveyor
untuk dilakukan proses transfer menuju Coal Bunker. Kapasitas stacker / reclaimer di PLTU
625 ton / jam dengan radius 33 m.
2.3.5 Emergency Reclaim Hopper
Merupakan tempat pembongkaran batubara dalam keadaan darurat. Dilengkapi
dengan corong untuk mencegah abu batubara yang berterbangan saat pembongkaran.
Peralatan ini bisa naik secara otomatis jika ketinggian batubara di bawahnya sudah
mempunyai jarak sesuai setelan tertentu.
2.3.6 Transfer Tower
Pengaturan arah aliran batubara dilakukan di suatu bangunan yang memuat alat pemindah
arah aliran yang pengendaliannya dapat dikendalikan dari Control Room Coal Handling
(CHCR). Bangunan ini dikenal dengan nama Transfer Tower.
2.3.7 Crusher House
Berfungsi untuk menghancurkan batubara sehingga batubara berukuran 30 mm.
Peralatan ini dirancang hanya untuk menghancurkan batubara, bukan untuk batu atau material
lain. peralatan ini dilengkapi dengan beberapa alat pengaman di antaranya: vibration sensor,
winding temperature sensor, space heater. Kapasitas crusher di PLTU Lontar yaitu sekitar
800 ton / jam dengan asumsi kepadatan 0,8 ton / m3.
Feasibility Study – TI3003 8
2.3.8 Coal Bunker
Coal bunker berada di sisi akhir belt conveyor. Coal bunker memiliki bentuk corong
besar (hopper) dan berfungsi untuk menampung batubara dengan kuantitas relatif banyak
sebelum diarahkan ke conveyor. Coal hopper dilengkapi dengan coal pulverizer untuk
membuat batubara menjadi lebih halus dan chute yang digunakan untuk memudahkan
batubara meluncur, sehingga tidak menggumpal maupun terjadi penyumbatan.
2.3.9 Coal Handling Control Room (CHCR)
Berfungsi sebagai tempat dimana operator memantau seluruh kegiatan peralatan yang
bersangkutan dengan batubara dan abu batubara hasil dari pembakaran.
2.3.10 Coal Dryer
Pengering batubara digunakan untuk mengurangi kadar air yang terkandung dalam
batubara. Kandungan air yang ada dalam batubara akan mempengaruhi kalori batubara yang
akan masuk ke dalam boiler. Dengan batubara yang kering maka sistem coal handling akan
bekerja dengan baik. Kinerja pada sistem coal handling biasanya agak terganggu karena
batubara yang basah akan mudah melekat pada dinding-dinding, belokan dan penyempitan.
Selain meningkatkan efisiensi juga meningkatkan realibilitas sistem secara general.
Feasibility Study – TI3003 9
2.4 Water Treatment Plant
PLTU menggunakan air laut sebagai:
a. bahan baku air tawar untuk menghasilkan uap kering yang digunakan untuk
menggerakkan turbin uap, dan
b. sebagai circulating water untuk pendinginan di condensor.
2.4.1 Tahap Penyaringan Kotoran (Pretreatment of Seawater)
Air laut yang menjadi bahan baku utama dialirkan menuju pretreatment of sea water pond
yang dipompa oleh circulating water pump (CWP). Selanjutnya air laut difiltrasi
menggunakan travelling screen untuk menghilangkan kotoran-kotoran yang berukuran besar.
Dari pretreatement of sea water pond, air laut dialirkan ke primary filter dengan pompa, dan
untuk menghambat pertumbuhan biota-biota laut maka diinjeksikan Sodium Hypochloride
dengan kadar tertentu. Di perjalanan, air tersebut diinjeksikan senyawa koagulan FeSO4 yang
berfungsi untuk mengumpulkan partikel-partikel berukuran kecil menjadi partikel-partikel
berukuran lebih besar sehingga lebih mudah dilakukan proses filtrasi.
Setelah injeksi FeSO4, air dialirkan menuju ke filter pertama yang disebut dengan Primary
Filter yang bertujuan untuk menahan suspended solids yang terkandung di dalam air laut.
Filter ini berjenis multi media filter yang berarti menggunakan beberapa jenis komponen
yang berbeda pada satu filter. Komponen-komponen tersebut adalah antrasit pada lapisan
atas, pasir pada lapisan tengah, garnet pada lapisan paling bawah, dan gravel sebagai media
pendukung. Dari primary filter air dialirkan menuju polishing filter yang memiliki komponen
sama dengan primary filter dengan tujuan untuk lebih membersihkan air dari suspended
solids yang ada.
Feasibility Study – TI3003 10
Setelah melalui proses filtrasi di primary dan polishing filter, air ditampung di sebuah
tangki bernama filter tank. Air di filter tank selain akan menuju ke proses selanjutnya juga
digunakan untuk proses backwash pada primary dan polishing filter. Tahapan selanjutnya, air
dari filter tank dialirkan menuju Condesor dan Multi Effect Desalination.
2.4.2 Multi Effect Desalination (MED)
Air dari cartridge filter dialirkan menuju proses Desalination Reverse Osmosis.
Desalination Reverse Osmosis adalah proses filtrasi dengan menggunakan membran semi
permeable dengan jalan membalik proses Osmosis. Pada tahap ini, air laut sudah berubah
menjadi air tawar, dari konduktivitas 52.000 μS/cm sebelum masuk proses menjadi +/- 15.6
μS/cm di akhir proses reverse osmosis ini.
Selanjutnya air akan mengalami proses decarbonator atau proses menghilangkan
kandungan CO2 dalam air. CO2 harus dihilangkan karena ia akan membentuk bikarbonat jika
di dalam air dan dapat menurunkan pH. Proses ini dengan jalan menghembuskan udara ke
dalam tangki air sisi bawah menggunakan blower, sehingga udara akan mengikat CO2 dalam
air.
2.4.3 Portable Reservoir
Setelah itu air dari MED ditampung kembali di tangki Fresh Water Tank. Dari tangki
ini, air dialirkan ke dua jalur yaitu jalur pertama untuk digunakan sebagai Portable Reservoir
dan Service Water, dan jalur yang kedua adalah menuju proses demineralisasi.
Air yang digunakan untuk portable reservoir dan service water mengalami proses-proses
lanjutan sebagai berikut:
Diinjeksi soda ash yang bertujuan untuk menaikkan pH menjadi 9,2 - 9,6.
Penambahan sodium silikat untuk membuat lapisan pasif di permukaan pipa.
Air untuk potable water dialirkan ke carbon filter yang bertujuan untuk
menghilangkan warna, bau, dan rasa. Kemudian diinjeksikan sodium hypochloride
untuk membunuh mikroorganisme air. Selanjutnya potable water masuk ke potable
water tank sebelum dapat dipergunakan secara umum.
Sedangkan service water dialirkan ke service tank dan dipergunakan untuk keperluan
umum serta kebutuhan pemadam kebakaran.
Feasibility Study – TI3003 11
2.4.4 Demineralisation
Tahap ini menggunakan air dari hasil tahap Mixed Bed. Demineralisasi juga
menggunakan proses reverse osmosis, yang membedakan adalah penggunaan membran semi
permeable jenis lain. Air yang keluar dari proses ini akan memiliki nilai konduktifitas sebesar
hanya < +/- 0.3 μS/cm dari +/- 15.6 μS / cm pada saat sebelum proses.
Selanjutnya air dialirkan menuju mixed bed dengan tujuan untuk menangkap ion-ion
baik positif maupun negatif yang terdapat di dalam air dengan menggunakan resin. Resin
merupakan polimerisasi dari difinil benzena dan stirine serta ditambah dengan gugus aktif.
Kation resin memiliki gugus aktif H+ sedangkan anion resin memiliki gugus aktif OH-.
Air hasil dari proses demineralisasi inilah yang selanjutnya dipergunakan sebagai
media kerja untuk proses siklus air – uap air. Selain itu juga dipergunakan sebagai media
kerja auxiliary cooling water dan pendingin pada stator generator.
2.5 Cooling System
2.5.1 Condensor
Condenser adalah perangkat penukar panas (heat exchanger) yang digunakan untuk
mendinginkan uap yang lepas setelah memutar turbin uap dan masuk ke condensor untuk
dirubah ke bentuk cair melalui pipa-pipa kecil (tube) yang didinginkan dengan menggunakan
aliran air secara langsung (once through). Jenis pipa yang digunakan bermacam-macam
sesuai dengan jenis air yang digunakan. Apabila yang digunakan air laut, biasanya digunakan
pipa titanium atau Cu-Ni (Cupro-Nickel) sedangkan apabila yang digunakan air tawar
digunakan Aluminium-Brass atau Stainless Steel. Uap yang telah berubah menjadi air kembali
akan ditampung ke dalam hotwell untuk kemudian dipompa melalui pemanas bertekanan
rendah (low pressure heater) sebelum masuk ke Deaerator.
Feasibility Study – TI3003 12
2.5.2 Cooling Water
Untuk mendinginkan condensor dipergunakan air dari pretreatment of seawater pond
dialirkan ke condensor dan disirkulasikan melalui pipa – pipa di dalam condensor. Air
pendingin yang diambil dari air laut akan mendinginkan uap panas sehingga berubah menjadi
air murni kembali dan disirkulasikan kembali ke boiler untuk dipanaskan menjadi uap dan
memutar turbin. Air pendingin yang diambil dari laut sekarang menjadi hangat karena adanya
pertukaran panas di dalam condensor, dikembalikan lagi ke laut.
2.5.3 Boiler Feed Pump (BFP)
Boiler Feed Pump (BFP) adalah pompa pengisi air ke boiler yang memompa air dari
Condensor ke Deaerator, melewati pemanas awal pada High Pressure Heater (HP Heater)
menuju Economizer dan selanjutnya ke Drum Boiler.
2.5.4 Deaerator
Deaerator adalah peralatan yang digunakan untuk mengurangi kandungan gas
terutama untuk membatasi kandungan oksigen dalam air selama proses pembuatan uap dan
pembangkitan listrik. Hal ini dilakukan agar tidak menyebabkan terjadinya proses karat
(korosi) dalam pipa-pipa baik pada heat exchanger maupun boiler. Selain itu Deaerator juga
berfungsi sebagai pemanas yang pada umumnya dengan cara kontak langsung dan fungsi
penyimpanan air umpan boiler. Tangki penyimpanan air umpan berbentuk silinder dengan
ujung-ujungnya berbentuk hemispherical. Tangki penyimpanan ini biasanya didesain dengan
kapasitas setara dengan lima menit maksimum “feed water flow”. Kapasitas ini berdasarkan
pada level normal pada tangki tersebut. Air umpan dari Deaerator dikumpulkan pada
”sprouts” dan dialirkan pada kedua sisi vessel. Kemudian air mengalir ke bagian suction feed
water pump. Konstruksi Deaerator terdiri dari “deaerator-dome” dan “feed water tank” yang
secara detail konstruksinya tergantung dari desain masing-masing fabrikator. Penempatan
Deaerator berada pada elevasi di atas pompa umpan boiler (Boiler Feed Pump) agar Net
Positive Suction Head (NPSH) terjadi secara maksimum.
Salah satu tipe Deaerator adalah jenis steamjet. Deaerator jenis ini diletakkan di atas
tangki penyimpanan air umpan (feed water storage tank) yang dihubungkan dengan pipa. Air
yang harus dideaerasi dimasukkan ke Deaerator melalui header yang terletak di bagian atas
vessel. Bagian atas Deaerator adalah “tray region”. Air mengalir berlawana arah dengan arah
uap setelah melewati tray dengan susunan tertentu. Aliran air yang jatuh meninggalkan tray
Feasibility Study – TI3003 13
berlubang (perforated tray) mempunyai rasio permukaan dengan volume besar, untuk
membantu heat transfer dan menurunkan difusi “non condensable gas”.
Bagian bawah Deaerator adalah daerah “steamjet”. Uap diekspansi pada orifice dan
air disemprotkan untuk dikumpulkan pada suatu tempat. Di sinilah bagian deaerasi yang
mempunyai koefisien heat transfer yang paling efisien karena kondisi aliran yang turbulen.
2.6 Boiler
Boiler atau ketel uap adalah ruang untuk melakukan proses pemanasan yang akan
merubah air menjadi uap kering bertekanan yang nantinya uap ini akan digunakan untuk
memutar turbin uap. Boiler memiliki beberapa peralatan pendukung seperti :
a. Economizer
b. Drum boiler
c. Down comer
d. Tube wall
e. Heater
2.6.1 Economizer
Economizer berfungsi untuk meningkatkan temperatur air (pemanasan awal) sebelum
masuk ke boiler untuk selanjutnya dialirkan ke steam drum. Komponen ini berada di dalam
boiler yang terdiri dari rangkaian pipa-pipa (tubes) yang menerima air dari inlet. Sumber
panas yang diperlukan oleh alat ini berasal dari gas buang dalam boiler. Air mengalir dalam
pipa-pipa, sementara di luar mengalir gas panas yang berasal dari hasil pembakaran boiler.
Selanjutnya uap panas tersebut dimanfaatkan untuk memanaskan air sehingga temperaturnya
meningkat.
Penggunaan Economizer untuk pemanasan awal sangatlah penting, karena:
a. Hal tersebut dapat meningkatkan efisiensi boiler secara keseluruhan, karena panas
yang ada pada uap bisa dimanfaatkan untuk meningkatkan temperatur uap.
b. Dengan memanaskan air sebelum air diubah menjadi uap di boiler, berarti
mempermudah kerja boiler, hanya sedikit saja panas yang perlu ditambahkan.
c. Pemanasan air hanya akan mengurangi thermal shock pada boiler
Feasibility Study – TI3003 14
Feasibility Study – TI3003 15
2.6.2 Boiler Drum
Berfungsi untuk menyimpan air dalam volume yang besar dan untuk memisahkan uap
dari air setelah proses pemanasan yang terjadi dalam boiler. Secara umum, ada empat jenis
pipa sambungan dasar yang berhubungan dengan steam drum, yaitu:
a. Deed Water Pipe
Berfungsi mengalirkan air dari Economizer ke pipa distribusi yang panjangnya sama
persis dengan Steam Drum. Pipa distribusi berfungsi mengalirkan air dari Economizer secara
merata ke seluruh bagian Steam Drum.
b. Down comer (Pipa turun)
Ditempatkan di sepanjang bagian dasar Steam Drum dengan jarak yang sama antara
yang satu dengan yang lainnya. Pipa-pipa ini mengalirkan air dari Steam Drum menuju
Boiler Circulating Pump. Boiler Water Circulating Pump (BWCP) digunakan untuk
memompa air dari Down comer dan mensirkulasikannya menuju Waterwall yang kemudian
air tersebut dipanaskan oleh pembakaran di Boiler dan dikirim kembali ke Steam Drum.
c. Waterwall Pipe
Terletak di kedua sisi Steam Drum dan merupakan pipa-pipa kecil yang berderet
vertikal dalam Boiler, setiap pipa disambung satu sama lain agar membentuk selubung yang
kontinu dalam Boiler. Konstruksi seperti ini disebut konstruksi membran. Waterwall bertugas
untuk menerima dan mengalirkan air dari Boiler Circulating Pump kemudian dipanaskan
dalam Boiler dan dialirkan ke Steam Drum.
d. Steam Outlet Pipe
Merupakan sambungan terakhir, diletakkan di bagian atas Steam Drum untuk
memungkinkan saturated steam keluar dari Steam Drum menuju Superheater. Dalam steam
drum, saturated steam akan dipisahkan dan diteruskan untuk pemanasan lebih lanjut di
Superheater, sedangkan airnya tetap berada dalam Steam drum dan dialirkan ke Down comer,
dari sini proses akan dimulai lagi. Selain pipa tersebut, juga terdapat Blowdown Pipe yang
letaknya di bagian bawah Steam Drum, tepat di bawah permukaan air. Saat air berubah
menjadi uap, kotoran-kotoran air akan tetap tinggal di air dalam Steam Drum. Jika
konsentrasi kotoran tersebut menjadi tinggi, kemurnian steam yang keluar dari Steam Drum
akan terpengaruh dan akan terbawa ke Super Heater ataupun ke Turbin. Blowdown pipe akan
Feasibility Study – TI3003 16
menghilangkan sebagian kotoran air Boiler dari permukaan Steam Drum, dan
mengalirkannya sehingga dapat mengurangi konsentrasi kotoran dalam air Boiler, dan pada
akhirnya dapat menjaga Superheater dan Turbin tetap bersih.
2.6.3 Down Comer
Down Comer berupa pipa berukuran besar, yang menghubungkan bagian bawah
boiler drum dengan Lower Header.
Down comer berfungsi untuk mengalirkan air turun dari boiler drum menuju lower
header. Dari lower header air akan masuk ke tube wall (riser) untuk diubah menjadi uap dan
kembali ke boiler drum.
2.6.4 Tube Wall
Panas yang dihasilkan oleh proses pembakaran di dalam tungku (furnace) sebagian
diberikan kepada air yang ada di dalam tube wall sehingga air berubah menjadi uap. Selain
berfungsi untuk merubah air menjadi uap tube wall juga mencegah penyebaran panas dalam
furnace ke udara luar.
2.6.5 Heater
Untuk area heater dibagi menjadi super heater, reheater dan air preheater.
a. Superheater (SH)
Superheater merupakan kumpulan pipa boiler yang terletak dijalan aliran gas panas
hasil pembakaran. Panas dari gas ini dipindahkan ke saturated steam yang ada dalam pipa
Superheater, sehingga berubah menjadi Super Heated Steam.
Superheater ini ada dua bagian, yaitu Primary Superheater dan Secondary
Superheater. Primary Superheater merupakan pemanas pertama yang dilewati oleh Saturate
Steam setelah keluar dari Steam drum, setelah itu baru melewati Secondary Superheater dan
menjadi Super Heated Steam. SH Steam akan dialirkan untuk memutar High Presure Turbin,
dan kemudian tekanan dan temperaturnya akan turun.
Feasibility Study – TI3003 17
1) Low Temperature Super Heater (LTSH)
2) High Temperatur super Heater (HTSH)
b. Reheater
Setelah tekanan dan temperatur SH Steam turun maka SH Steam tersebut akan
dikembalikan ke boiler untuk pemanasan ulang. Pemanasan ulang ini berlangsung di bagian
boiler yang disebut reheater yang merupakan kumpulan pipa boiler yang diberi panas dari
gas pembakaran seperti Superheater. Jadi reheater berfungsi untuk menaikkan temperatur SH
Steam tanpa mempengaruhi tekanannya. Di bagian reheater, SH Steam akan dikembalikan
untuk memutar Intermediate Presure Turbine (IP) dan Low Presure Turbine (LP).
c. Air Preheater
Air Preheater adalah instrumen yang sistem kerjanya berputar dengan putaran rendah
dan berfungsi untuk memanasi udara pembakaran sebelum dikirim ke furnace. Pemanas
udara pembakaran tersebut diambil dari gas buang hasil pembakaran dari furnace yang
dialirkan melalui Air Preheater sebelum dibuang ke Chimney Stack.
d. Desuperheater
Desuperheater terletak diantara low temperatur superheater dan high temperature
super heater yang berfungsi untuk mengendalikan temperatur uap dengan cara memancarkan
air dari pemanas tekanan tinggi ke dalam uap.
2.7 Turbine (Prime Mover)
Turbin adalah alat yang berfungsi untuk merubah energi kinetik menjadi energi
mekanik. Pada PLTU, turbin yang digunakan adalah turbin uap (steam turbine), memiliki
sudu-sudu 20 tingkat. Sudu-sudu pada turbin ini terdiri dari sudu tetap dan sudu gerak. Turbin
uap ini juga dilengkapi dengan 2 (dua) Main Stop Valve dan 4 (empat) Governor Valve.
Feasibility Study – TI3003 18
2.8 Synchronous Generator
Synchronous Generator merupakan peralatan yang dapat mengubah energi mekanik
menjadi energi listrik. Generator yang digunakan adalah generator sinkron yang mempunyai
2 buah kutub, dengan tegangan keluaran 20 kV / 3P dengan kapasitas daya sebesar 150 MW.
Jumlah Generator yang terpasang ada 3 (tiga) unit.
Konstruksi Generator adalah seporos dengan turbin uap sehingga dengan berputarnya
turbin maka Generator ikut berputar. Generator dilengkapi dengan penguatan dari Exciter
maka generator menghasilkan energy listrik 3 phasa dengan tegangan 20 kV. Selanjutnya
tegangan keluaran dari generator disalurkan melalui Generator Transformer dan tegangannya
dinaikan menjadi 150 kV menuju Gas Insulated Switchgear (GIS) yang merupakan Gardu
Induk 1,5 PMT. Sistem penyaluran melalui saluran udara tegangan tinggi 150 kV.
2.8.1 Prinsip Kerja Generator Sinkron
Prinsip dasar generator arus bolak-balik menggunakan hukum Faraday yang
menyatakan jika sebatang penghantar berada pada medan magnet yang berubah-ubah, maka
pada penghantar tersebut akan terbentuk gaya gerak listrik, dimana rotor berlaku sebagai
kumparan medan (yang menghasilkan medan magnet) dan akan menginduksi stator sebagai
kumparan jangkar yang akan menghasilkan energi listrik. Pada belitan rotor diberi arus
eksitasi DC yang akan menciptakan medan magnet. Rotor ini dikopel dengan turbin putar
dan ikut berputar sehingga akan menghasilkan medan magnet putar. Medan magnet putar ini
akan memotong kumparan jangkar yang berada di stator. Oleh karena adanya perubahan
fluks magnetik pada tiap waktunya maka pada kumparan jangkar akan mengalir gaya gerak
listrik yang diinduksikan oleh rotor. Besarnya GGL yang dibangkitkan adalah :
E = C . n . Ø
dimana E = Gaya gerak induksi (Volt)
C = konstanta
N = kecepatan putaran generator
Ø = fluks
Jika terdapat N lilitan, maka persamaan dapat ditulis :
Feasibility Study – TI3003 19
E = -N . dØ / dt = dengan N = 120 . f / p
dimana N = Banyaknya belitan kumparan
dØ = Banyaknya garis gaya magnet (fluks)
dt = Perubahan kecepatan perpotongan fluks dalam detik
ƒ = frekwensi (Hz)
Bila suatu generator mendapatkan pembebanan yang melebihi dari kapasitasnya,
maka dapat mengakibatkan generator tersebut tidak bekerja atau bahkan akan mengalami
kerusakan. Untuk mengatasi kebutuhan listrik atau beban yang terus meningkat tersebut, bisa
diatasi dengan menjalankan generator lain yang kemudian dioperasikan secara paralel dengan
generator yang telah bekerja sebelumnya, pada satu jaringan listrik yang sama. Keuntungan
dari menggabungkan 2 generator atau lebih dalam suatu jaringan listrik adalah salah satu
generator tiba-tiba mengalami gangguan, maka generator tersebut dapat dihentikan serta
beban dialihkan pada generator lain, sehingga pemutusan listrik secara total bisa dihindari.
Terhubungnya suatu generator dengan generator lainnya dalam suatu jaringan
interkoneksi yang disebut kerja paralel harus memenuhi persyaratan sebagai berikut:
Nilai efektif arus bolak-balik dari tegangan harus sama.
Tegangan Generator yang diparalelkan mempunyai bentuk gelombang yang sama.
Frekuensi kedua generator atau frekuensi generator dengan jala-jala harus sama.
Urutan fasa dari kedua generator harus sama.
2.8.2 Excitation System
Sistem eksitasi (penguatan) digunakan untuk mengatur tegangan keluaran yang
dihasilkan oleh synchron generator. Sistem berasal dari pasokan listrik DC.
Konstruksi sistem eksitasi generator cenderung ke sistem eksitasi tanpa sikat
(brushless), karena adanya sikat (brush) menimbulkan kesulitan, misalnya timbul loncatan
api pada putaran tinggi dan daya tinggi pada generator arus searah yang menghasilkan arus
penguat. Untuk menghilangkan sikat maka digunakan rotating dioda.
Feasibility Study – TI3003 20
Berikut adalah keuntungan menggunakan eksitasi tanpa sikat sebagai berikut:
a. Energi yang diperlukan untuk excitacy diperoleh dari poros utama (main shaft), sehingga
keandalannya tinggi.
b. Biaya perawatan berkurang karena pada sistem eksitasi tanpa sikat (brushless excitation)
tidak terdapat sikat, komutator dan slip ring.
c. Pada sistem eksitasi tanpa sikat (brushless excitation) tidak terjadi kerusakan isolasi karena
melekatnya debu karbon pada farnish akibat sikat arang.
d. Mengurangi kerusakan (trouble) akibat udara buruk (bad atmosfere) sebab semua peralatan
ditempatkan pada ruang tertutup. Selama operasi tidak diperlukan pengganti sikat, sehingga
meningkatkan keandalan operasi dapat berlangsung kontinyu pada waktu yang lama.
e. Pemutus medan generator (generator field breaker), field generator dan bus exciter atau
kabel tidak diperlukan lagi.
f. Biaya pondasi berkurang, sebab aluran udara dan bus exciter atau kabel tidak memerlukan
pondasi.
Pada sistem eksitasi tanpa sikat, permasalahan timbul apabila terjadi gangguan
hubung singkat atau gangguan hubung tanah di rotor, serta apabila ada beberapa dioda yang
mengalami kerusakan, maka solusinya adalah melakukan penggantian dimana Unit harus
dimatikan terlebih dahulu, kejadian ini dapat menimbulkan distorsi medan magnet pada
generator yang selanjutnya menimbulkan vibrasi (getaran) berlebihan pada unit pembangkit.
2.9 Generator Transformer
Generator transformer adalah peralatan yang digunakan untuk menaikan tegangan
dari keluaran generator sinkron 20 kV ke tegangan transmisi 150 kV. Transfomer yang
dipergunakan memiliki spesifikasi teknis seperti yang terlihat pada Tabel 2.6.
2.10 Trafo Bantu / Auxiliary Transformer (UAT)
Trafo Bantu digunakan untuk membantu beroperasinya secara keseluruhan gardu
induk tersebut dan merupakan pasokan utama untuk alat-alat bantu seperti motor-motor
listrik 3 fasa yang digunakan ada motor pompa sirkulasi minyak trafo beserta motor motor
kipas pendingin. Yang paling penting adalah sebagai pemasok utama sumber tenaga
cadangan seperti sumber DC, dimana sumber DC ini merupakan sumber utama jika terjadi
Feasibility Study – TI3003 21
gangguan dan sebagai pasokan tenaga untuk proteksi sehingga proteksi tetap bekerja
walaupun tidak ada pasokan arus AC. Transformator bantu sering disebut sebagai trafo
pemakaian sendiri sebab selain fungsi utama diatas, juga digunakan untuk penerangan,
sumber untuk sistim sirkulasi pada ruang baterai, sumber pengggerak mesin pendingin (Air
Conditioner) karena beberapa proteksi yang menggunakan elektronika / digital diperlukan
temperatur ruangan dengan temperatur antara 20 ºC – 28 ºC.
Untuk mengopimalkan pembagian sumber tenaga dari transformator bantu adalah
pembagian beban yang masing-masing mempunyai proteksi sesuai dengan kapasitasnya
masing-masing. Juga diperlukan pembagi sumber DC untuk ke setiap fungsi dan bay yang
menggunakan sumber DC sebagai penggerak utamanya. Untuk itu di setiap gardu induk
tersedia panel distribusi AC dan DC.
2.11 Ash Handling
2.11.1 Electrostatic Precipitator – Chimney Stack
Batubara yang dibakar akan menghasilkan burning Carbon Dioxide (CO2), Sulphur
Dioxide (SO2) dan Nitrogen Oxides (NOx). Gas – gas ini dikeluarkan dari boiler. Bottom ash
atau abu yang lebih tebal / berat yang terbuat dari serpihan coarse dijatuhkan ke bawah boiler
dan masuk ke silo untuk dibuang.
Fly ash atau abu yang sangat ringan terbawa oleh gas panas di dalam Boiler. Fly Ash
ini dtangkap oleh electrostatic precipitator (ESP) sebelum gas buang terbang ke udara
melalui cerobong asap (Chimney Stack). ESP berfungsi sebagai filter udara yang menyaring
atau menangkap 99.4% fly ash.
Feasibility Study – TI3003 22
2.12 Fan
2.12.1 Induced Draft Fan (IDF)
Berfungsi untuk menghisap gas sisa pembakaran (flue gas) dari boiler menuju
cerobong (chimney stack) dan sekaligus membuat tekanan boiler menjadi minus / vacuum.
2.12.2 Forced Draft Fan (FDF)
Yaitu suatu alat yang berfungsi untuk menghasilkan udara pembakaran dengan cara
mendorong udara luar menuju ke ruang bakar yang sebelumnya dipanasi terlebih dahulu oleh
Secondary Air Heater (SAH).
2.12.3 Primary Air Fan (PAF)
Yaitu suatu alat yang berfungsi menghasilkan udara untuk menghembuskan batubara
yang dihaluskan di Mill Pulverizer menuju ke ruang bakar. Sebelum udara dipakai, terlebih
dahulu dipanasi oleh Primary Air Heater (PAH) dan temperaturnya dikontrol oleh Control
Dumper (Inlet Guide Fan). Heater ini juga memanfaatkan gas buang (flue gas).
2.12.4 Seal Air Fan (SAF)
Yaitu alat yang berfungsi menghasilkan udara sebagai perapat udara yang digunakan
pada Coal Feeder, Mill Pulverizer dan akses udara pada boiler.
2.13 Start Up PLTU Dengan Minyak HSD
PLTU adalah jenis pembangkit yang menggunakan bahan bakar batubara dan minyak
sebagai bahan bakar pembangkitan. Jenis bahan bakar minyak yang digunakan adalah jenis
minyak HSD (Solar), bahan bakar minyak digunakan saat unit start up PLTU Batubara
pertama kali. Sedangkan untuk batubara digunakan sebagai bahan bakar utama pembakaran.
HSD (High Speed Diesel) atau biasa disebut solar merupakan jenis bahan bakar
minyak sulingan yang digunakan untuk bahan bakar pada semua jenis mesin diesel dengan
putaran tinggi (di atas 1,000 rpm). Pada saat penerimaan HSD dari road tank oleh suplier
bahan bakar dipompakan menuju storage tank menggunakan unloading pump untuk
penyimpanan jangka panjang. Di PLTU terdapat dua tanki pada fuel oil system yaitu storage
tank yang berkapasitas 3000 m3 dan daily tank berkapasitas 750 m3 yang berfungsi sebagai
penyimpanan jangka pendek.
Untuk mensuplai kebutuhan bahan bakar sehari-hari pada unit PLTU maka HSD
dipompakan dari daily tank menggunakan HSD forwarding pump yang merupakan jenis
Feasibility Study – TI3003 23
pompa centrifugal multistage untuk mengalirkan HSD untuk kebutuhan pada berbagai unit
pada PLTU di antaranya adalah untuk mensuplai bahan bakar yang digunakan untuk
pembakaran dalam boiler, auxiliary boiler, emergency diesel generator tank, sea water fire
fighting tank.
PLTU batubara ketika awal operasi pembakaran pada boiler masih menggunakan fuel
oil hingga mencapai beban 20%. Selanjutnya baru dilanjutkan pembakaran utama dengan
menggunakan batubara. Bahan bakar batubara pada PLTU batubara adalah sebagai bahan
bakar utama. Persediaan batubara ditampung di lapangan terbuka (coal yard area) dan untuk
melayani kebutuhan pembakaran di boiler, batubara ditampung pada bunker (silo) di tiap
boiler.
2.13.1 Minyak HSD (High Speed Diesel)
Fungsi minyak HSD pada PLTU Batubara adalah sebagai bahan bakar penyalaan /
pembakaran awal, menaikkan temperatur dan tekanan pada saat cold start serta berfungsi
sebagai stabilisasi pembakaran. Pada saat start dingin terjadi ketika turbin telah stop
(shutdown) kurang lebih 72 jam atau 3 hari. Solar digunakan sebagai penyala ( igniter) dan
untuk pembakaran awal pada saat cold start. Apabila pada boiler telah terjadi pemanasan
yang cukup dan timbul tekanan yang cukup, pembakaran dapat ditambah dengan menambah
oil gun HSD. Pengaturan kenaikan temperatur dapat dilakukan dengan menambah atau
mengurangi jumlah oil gun HSD. Secara otomatis bila temperatur naik, maka tekanan juga
akan naik. Penyalaan dapat dilakukan apabila boiler telah dibilas (purging) udara. Untuk
penyalaan dari ID Fan dan FD Fan selama lima menit. Aliran minyak HSD dapat diatur
secara otomatis dengan cara mengatur besarnya pembukaan katup pada pipa balik HSD.
Sehingga pengaturan tekanan minyak yang masuk ke boiler dapat dilakukan secara otomatis.
Operator hanya perlu memberikan set point besarnya tekanan HSD yang diperlukan.
2.14 Gardu Induk
Listrik yang dihasilkan oleh generator sinkron mempunyai tegangan keluaran 20 kV
dan akan dinaikkan tegangannya menjadi 150 kV melalui trafo penaik tegangan (step-up
transformer) dan ditransmisikan melalui SUTT ke Gardu Induk (GI). Tujuan dinaikkan
tegangannya adalah agar susut tegangan dari penampang kawat dapat direduksi secara
maksimal sehingga diperoleh operasional yang efektif dan efisien.
Sedangkan fungsi dari gardu induk adalah digunakan untuk:
Feasibility Study – TI3003 24
a. Penyaluran beban
b. Pengaturan beban dari Gardu Induk (GI) ke GI lain
c. Pengukuran, pengawasan operasi dan pengamanan dalam sistem tenaga listrik
d. Sarana telekomunikasi (SCADA)
Pertimbangan utama penggunaan gas SF6 dalam GIS adalah :
a. Kekuatan dielektrik tinggi yaitu pada tekanan udara normal sebesar 2,5 kali udara
b. Tidak mudah terbakar dan tidak berbau.
c. Tidak beracun dan tidak berwarna.
d. Mengikuti hukum gas-gas pada umumnya.
e. Berat molekul 146 (udara 29).
f. Kepekaan ± 6 kg/m3 pada 0,1 MFA dan 10 oC
Sedangkan keuntungan menggunakan GIS adalah peralatannya dapat terpasang di
dalam gedung dan tidak membutuhkan lahan yang luas atau 6% dari GI konvensional atau
sekitar 3.000 m2.
Gardu Induk GIS di PLTU memiliki konfigurasi 1.5 busbar (rel), yaitu gardu induk
yang mempunyai dua (double) busbar, dan sistem ini karena sangat efektif dalam segi
operasional dan dapat mengurangi pemadaman beban pada saat melakukan perubahan sistem
(maneuver system). Sistem ini menggunakan 3 buah PMT di dalam satu diagonal yang
terpasang secara seri.
Feasibility Study – TI3003 25
Gardu Induk memiliki beberapa perlengkapan / komponen listrik antara lain :
a. Pemutus Tenaga (PMT) / Circuit Breaker (CB) dengan isolasi SF6
b. Pemisah (PMS) / Disconnector Switch (DS)
c. Trafo Arus / Currrent Transformer (CT)
d. Trafo Tegangan / Potential Transformer (PT)
e. Peredam Surja Petis / Lightning Arrester (LA)
f. Trafo bantu / Auxiliaries Transformer (AUT)
g. Sakelar pentanahan / Earthing Switch
h. Peralatan SCADA dan Telekomunikasi
i. Relai Proteksi dan Papan Alarm
j. Kompensator
2.15 Variable Frequency Drive
Inverter merupakan alat untuk mengatur kecepatan putaran motor dengan cara
mengubah frekuensi listrik sesuai dengan kecepatan motor yang diinginkan. Secara sederhana
prinsip dasar dari Inverter (Variabel Frequency Drive) adalah mengubah input motor(Listrik
AC) menjadi DC dan kemudian dijadikan AC lagi dengan frekuensi yang dikehendaki
sehingga motor dapat dikontrol sesuai dengan kecepatan yang diinginkan.
Feasibility Study – TI3003 26
Berikut rumus dasar pengaturan RPM yang tergantung dari frekuensi dan jumlah kutub
(pole):
Ns=120.f/p
Ket:
n : Kecepatan Motor ( rpm )
f : Frekuensi Listrik ( Hz )
P : Jumlah Kutub Motor
Alasan Menggunakan Inverter, Pertanyaannya kenapa sih kita harus menggunakan Inverter ?
Jawabannya selain karena Inverter bisa mengatur kecepatan motor juga karena hal-hal berikut
ini :
• Tersedia untuk berbagai ukuran daya
• Mampu menangani kebutuhan yang luas untuk torsi dan kecepatan.
• Adaptabel untuk segala kondisi operasi.
• Electric drive dapat dioperasikan secara cepat.
• Efisiensi tinggi
• Mudah dikontrol
• Dapat dioperasikan pada empat kuadran
• Meminimalisir konsumsi energi
2.16 Rancangan Operasi Teknologi
Pada operasi sebuah PLTU maka terdapat beberapa kegiatan dilakukan agar kegiatan
produksi listrik dapat terus berlangsung. Analisis kegiatan operasi akan dijelaskan lebih detail
dalam beberapa sub bab. Secara umum PLTU tidak akan dijalankan secara terus-menerus
dalam setahun. Diasumsikan Utilization Factor yang digunakan sebesar 80 %. Artinya dalam
satu tahun 365 hari pembangkit beroperasi selama 292 hari. PLTU meskipun berjalan pada
Feasibility Study – TI3003 27
kondisi beban dasar tidak dioperasikan dalam kondisi maksimum. Asumsi digunakan bahwa
rata-rata hanya 95 % kapasitas yang digunakan.
2.16.1 Penyediaan batubara
Untuk dapat menjalankan proses pemanasan air maka diperlukan bahan bakar. Bahan
bakar yang digunakan diperoleh dari PT Bukit Asam. Jenis batubara yang digunakan
merupakan kelas bituminus dengan nilai kalori 4250 kkal/kg.
2.16.2 Maintenance
PLTU merupakan aset vital negara, sehingga perlu dijaga agar kondisinya tetap sama
seperti saat pertama dijalankan. Diperlukan perawatan secara berkala dan eventual sesuai
dengan kondisi aktual PLTU.
2.16.3 High Speed Diesel
Walaupun bahan bakar PLTU adalah batubara, tapi PLTU tetap membutuhkan bahan
bakar minyak. BBM digunakan untuk start awal PLTU, karena batubara tidak mudah dibakar
sehingga perlu dipicu oleh BBM.
2.16.4 Penjualan listrik
Bisnis utama di bidang pembangkitan energi adalah penjualan energi. Untuk kasus
PLTU energi yang dijual adalah energi listrik. Karena PLTU adalah pembangkit beban dasar
maka listrik dari PLTU pasti terpakai secara kontinyu. Harga jual listrik per kWH
diasumsikan seharga Rp. 850,00. Listrik ini dijual pada penguasa utama pasar listrik
Indonesia yaitu PT. PLN (Persero).
2.16.5 Penjualan abu
Hasil pembakaran batubara selain gas CO2 adalah abu yang tidak habis terbakar. Abu
hasil pembakaran batubara biasa dipakai untuk bahan aspal jalan. Sehingga abu batubara bisa
dimanfaatkan untuk menambah pengahasilan.
2.16.6 Keberlangsungan Alat
Umur PLTU dapat ditentukan dari kemampuan struktur utama penunjang PLTU.
Biasanya usia bangunan adalah sekitar 50 tahun. Untuk peralatan bergerak biaya penggantian
Feasibility Study – TI3003 28
alat sudah termasuk dalam perhitungan biaya perawatan. Setelah usia 50 tahun sebuah PLTU
telah dikatakan telah habis masa pakainya.
Feasibility Study – TI3003 29
Bab III
Proyeksi Cash Flow
Dalam merencanakan sebuah investasi, diperlukan data-data yang mendukung agar diperoleh keputusan yang paling menguntungkan bagi investor.
Pada Feasibility Study, digunakan data-data Planning Horizon, Minimum Attractive Rate of Return (MARR), serta estimasi biaya investasi awal, biaya operasi, nilai akhir pembangkit, dan sebagainya.
1. Pendefinisian Horizon PerencanaanHorizon Perencanaan (Planning Horizon) yang digunakan pada Feasibility Study PLTU Sumenep 3 x 150 MW adalah waktu standar operasi sebuah PLTU, yaitu 30 tahun. Pengambilan angka tersebut didasarkan pada kondisi setiap elemen yang terdapat pada pembangkit listrik tenaga uap. Elemen yang dimaksud adalah mesin dan struktur yang terkait. Pembangkit tenaga uap yang terdapat di Indonesia umumnya memiliki usia operasi hingga 30 tahun.
2. Discount Rate (MARR)Tingkat suku bunga minimum yang diambil pada Feasibility Study ini merupakan tingkat suku bunga dari Bank Indonesia, sebesar 7,5%. Dapat dikatakan MARR adalah benchmark dari tingkat suku bunga dan sebagai tolak ukur apakah investasi pembangkit listrik tenaga uap merupakan investasi yang layak atau justru sebaliknya.
3. Estimasi BiayaTerdapat komponen-komponen biaya esensial yang dikalkulasikan pada Feasibility Study, yaitu biaya investasi inisial, biaya operasional setiap tahunnya, nilai pada akhir masa guna (Salvage Value), dan energi yang dihasilkan setiap tahunnya untuk menghitung seberapa besar dana pemasukan.
Parameter EkonomiBerikut adalah beberapa nilai ekonomi yang dibutuhkan untuk menganalisis kelayakan investasi pembangkit uap.
Economic Parameter
Planning Horizon 30Years
Exchange Rate Rp 11.500Bank of Indonesia Rate 7,50%Marginal Attractive Rate of Return 7,50%Income Tax 28%
Feasibility Study – TI3003 30
Detail Investasi Awal ( CAPEX )
Detail investasi awal berisi mesin dan kebutuhan apa saja yang diperlukan beserta
biayanya.
1. Biaya Pengerjaan Bidang Sipil
Berikut adalah rincian biaya dari pengerjaan bidang sipil dan konstruksi.
No
Price List Cost
Civil Works
1 Land Rp 11.428.571.430
2 Earthwork Rp 8.048.559.762
Implementaion of Works
Excavation and Backfill
Concrete Works
Masonry Works
3 Turbin Foundation Rp 36.362.386.667
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
Special Structures
4 Boiler and Auxiliary Foundation Rp 5.678.678.095
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
5 Cooling Water Intake and Discharge Structure Rp 8.478.752.857
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
6 Stack Foundation and Structure Rp 6.395.845.476
Piling Works
Feasibility Study – TI3003 31
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
7 Balance of Plant Foundation and Structure Rp 2.858.756.476
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
8 Coal Storage and Facilities Rp 9.198.176.429
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
9 Ash Disposal Area and Facilities Rp 2.197.732.143
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
10 Coal Unloading Jetty and Breakwater Rp 19.741.557.143
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Wharf Utilities and Navigational Aids
Breakwaters
11 Administration Building Rp 504.368.095
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
Feasibility Study – TI3003 32
12 Miscellaneous Building Rp 2.110.595.000
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
13 150 kV Switchyard Foundation and Structure Rp 633.715.714
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
14 Substation Building Rp 178.737.381
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Structural and Miscellaneous Steel
Siding and Roofing
Architectural Finishing Works
15 Site Finishing Rp 2.286.939.286
Piling Works
Earthworks
Concrete Works
Masonry Works
Roads, Paved Areas, and Landscapping
Subtotal Civil Works Rp 116.103.371.954
Diperoleh total biaya pengerjaan bidang sipil sebesar Rp116.103.290.954
2. Biaya Investasi Peralatan Listrik
Berikut adalah biaya investasi peralatan listrik untuk PLTU Sumenep 3 x 150 MW
No Price List Cost
Electrical
1 Power Station Rp 482.891.675.476
Complete Generator System
Isolated Phase Bus
Generator Circuit Breaker
Medium Voltage Switchgear
Feasibility Study – TI3003 33
Non-Segregated Phase Bus
Power Distribution Center
Power Distribution Center Complete
Low Voltage Motor Control
Uninterruptible Power Supply
Emergency Diesel Generator
Batteries Complete
Cabling
Grounding and Lightning Protection
Cathodic Protection
Communication System
Power Plan Metering
Generator Transformer
Unit Auxiliary Transformer
Reserve Auxiliary Transformer
2 Substation Rp 48.341.876.429
150 kV Substation Complete
AC Distribution System
Batteries Complete
Uninterruptible Power Supply
Substation Metering
150 kV Cables
3 Control and Instrumentation Rp 115.522.346.429
Distributed Digital Control System
Power Plant Operation Control Desk
Local Instrument Panel Complete
Main Erection Material
Supervisory Control and Data Accuisition
4 Variable Frequency Drive Rp 131.428.571.429
Subtotal Electrical Rp 778.184.469.763
Diperoleh total biaya investasi mesin listrik sebesar Rp778.184.469.763
3. Biaya Investasi Mekanikal
Berikut adalah detail biaya untuk bidang mekanik.
No Price List Cost
Mechanical
1 Boiler and Auxiliary Equipment Rp 9.130.571.701.667
Boiler Proper
Forced Draft Fans
Induced Draft Fans
Feasibility Study – TI3003 34
Electro Static Precipitator
Boiler Other Auxiliary
2 Steam Turbine and Auxiliary Rp 598.845.994.762
Steam Turbine and Auxiliaries
Boiler Feed Pumping Equipment
Auxiliary Steam System
3 Condenser and Feedwater Heating Plant Rp 326.015.296.190
Feed Water Heating
Condensate System
Surface Condenser
Circulating Water System
Closed Cooling Water System
4 Plant Water System Rp 89.797.218.810
Desalination Plant
Tanks
Water Treatment System
Portable and Service Water System
Make Up Water Pumps
5 Drainage and Waster Water Treatment Plant
6.089.469.048,00
6 Fire Protection System 17.905.313.810,00
7 Compressed Air System 4.019.014.524,00
8 Chemical Feed System 1.717.125.238,00
9 Sampling Rack System 2.761.779.762,00
10 Laboratory and Instruments 1.672.297.143,00
11 Chlorination System 9.760.280.000,00
12 Air Conditioning and Ventilation 5.599.541.667,00
13 Elevator 2.968.363.571,00
14 Crane and Hoist 9.345.995.238,00
15 Workshop and Machinery Equipment 424.371.905,00
16 Mobile Equipment 5.574.356.667,00
17 Coal Handling 63.580.071.905,00
18 Fuel Oil System 3.636.360.238,00
19 Ash Handling System 9.344.856.190,00
20 Hydrogen System 3.755.932.857,00
21 Vacuum Cleaning 3.344.610.714,00
22 Coal Dryer 196.735.274.098,00
Subtotal Mechanical Rp 10.493.465.226.004
Dengan perincian biaya di atas, maka total untuk biaya bidang mekanik sebesar
Rp10.493.465.226.004,-
Feasibility Study – TI3003 35
4. Biaya Investasi Lain
Biaya investasi lain dicantumkan detail pada tabel sebagai berikut.
No Price List Cost
Others
1 Training 12.305.000.000,00
2 Mandatory Sparepart 45.589.285.714,00
3 Maintenance Tool and Testing 839.116.667,00
4 Consumable 3.351.319.048,00
5 Manufacture Inspection dan Design Review Expediting 1.369.047.619,00
Subtotal Others Rp 63.453.769.048
Diperoleh biaya investasi lain sebesar Rp63.453.769.048,-.
5. Total Biaya Investasi
Total Investment Rp11.451.206.836.769
Diperoleh total dana untuk investasi awal sebesar Rp. 11.451.206.836.769 ,- dengan
rincian yang telah dijelaskan.
Feasibility Study – TI3003 36
Detail Biaya Operasional
1. Value Energi Yang Dihasilkan
Digunakan beberapa data, yaitu jumlah jam operasi per tahun, faktor kapasitas
pembangkit, dan faktor utilitas pembangkit.
Power PlantPower Plant Capacity 450 MW
Operating Hours a Year 8760Hours
Capacity Factor 95%Utilization Factor 80%Electricity Energy Produced a Year
2.995.920.000 kWh
Power Plant Efficiency 48,6%
Faktor utilitas pembangkit merupakan perbandingan antara pembangkitan puncak
PLTU dengan kapasitas terpasang dari pembangkit PLTU. Pada kasus ini dipasang
95%, yang berarti dalam setahun, PLTU akan membangkitkan maksimal 95% dari 450
MW.
Faktor kapasitas pembangkit merupakan perbandingan antara daya rata-rata yang
dibangkitkan selama setahun dengan daya maksimum yang dibangkitkan pada periode
yang sama. Artinya, rata-rata, PLTU akan beroperasi pada daya 80% x 95% x 450 MW,
yaitu 342 MW.
Dengan daya rata-rata yang dibangkitkan PLTU sebesar 342 MW, maka energi listrik
yang dihasilkan PLTU Sumenep sebesar 2.995.920.000 kWh.
Efisiensi pembangkit batubara pada umumnya 30%. Karena digunakan Variable
Frequency Drive (VFD), maka efisiensi pembangkit naik sebesar 6%. VFD akan
menghemat batubara hingga 6%. Total efisiensi pembangkit menjadi 36%.
Selain itu, dipasang Coal Dryer dengan Flue Gas yang akan meningkatkan efisiensi
pembangkit 30% dari efisiensi existing. Sehingga, diperoleh efisiensi pembangkit
sebesar 48,6%.
Feasibility Study – TI3003 37
2. Material Langsung
Material langsung merupakan bahan-bahan yang langsung berkaitan dengan kegiatan
produksi listrik menggunakan PLTU.
Biaya Pengadaan Batubara
Penyediaan batubara berkaitan erat dengan jumlah energi listrik yang dihasilkan PLTU.
Selain itu, demand batubara juga berkaitan erat dengan efisiensi pembangkit.
CoalCoal Energy Needed a Year 6.164.444.444,44 kWhCoal Energy per kg 5,68 kWhMass Coal Needed a Year 1.085.290 TonCoal Price a Ton Rp 783.047Coal Cost a Year Rp 849.832.698.748
Jumlah batubara yang diperlukan untuk menghasilkan energi listrik PLTU Sumenep
dalam setahun dapat diperoleh dengan memperhitungkan energi yang dikandung
batubara dengan cara membagi energi listrik dengan efisiensi pembangkit.
Biaya Pengadaan Solar High Speed Diesel
Biaya High Speed Diesel dapat diperoleh sebagai berikut.
High Speed DieselHigh Speed Diesel a Year 100,00 kLHigh Speed Diesel Price per kL Rp 9.000.000Filling High Speed Diesel a Year 3 TimesHigh Speed Diesel Cost a Year Rp 2.700.000.000
Tangki High Speed Diesel berkapasitas 2 x 50 kL yang akan diisi 3 kali dalam setahun.
Dengan biaya High Speed Diesel sebesar Rp9.000.000,- setiap kiloliter, maka diperoleh
biaya High Speed Diesel setiap tahunnya sebesar Rp2.700.000.000,-.
3. Gaji Pegawai
Jumlah pegawai diasumsikan sebanyak 600 orang dengan nominal gaji sesuai
golongannya.
Employee SalaryNumber of Employees 600 persons1st Grade Salary Rp 15.000.000Numbers 3%2nd Grade Salary Rp 5.000.000
Feasibility Study – TI3003 38
Numbers 25%3rd Grade Salary Rp 2.000.000Numbers 72%Salary Growth 15%Employees Salary Rp 1.884.000.000
4. Biaya Perawatan
Perawatan atau maintenance diperlukan agar performa PLTU tetap terjaga. Perawatan
dilakukan pada setiap asset produksi PLTU. Biaya perawatan diasumsikan sebesar
1,5% per tahunnya.
MaintenanceMaintenance 1,5%
Maintenance Cost a Year
171.768.102.552
5. Nilai Akhir Masa Guna
Nilai akhir masa guna diperoleh sebesar Rp572.723.574.083,- dengan asumsi akhir
masa guna sebesar 5% dari investasi awal.
Investment Rp 11.451.206.836.769Year-of-Life 30Salvage Value Percentage 5%Salvage Value Rp 572.560.341.838Depreciation per year Rp 362.621.549.831
6. Penjualan Listrik
Ditentukan dalam penjualan listrik, per kWh yang terjual akan diperoleh pemasukan
sebesar Rp975,-.
ElectricityElectricity Price a kWh Rp 975Electricity Selling a Year Rp 2.921.022.000.000
Sehingga diperoleh pemasukan setiap tahunnya sebesar Rp2.921.022.000.000,-.
Feasibility Study – TI3003 39
7. Penjualan Ash Pembakaran
Bottom Ash akan dijual untuk menambah pemasukan dan sebagai solusi penanganan
dampak lingkungan.
AshAsh Content per kg 4%Ash Produced a Year 43.411,58 TonAsh Price a Ton Rp 57.500Ash Selling a Year Rp 2.496.165.884
Untuk batubara Bituminus yang digunakan pada pembangkit ini memiliki kandungan
Ash sebesar 4%. Sehingga, dihasilkan Ash sebanyak 43.411,58 Ton per tahun dan
dijual dengan harga Rp57.500,-.
OPEX
Dari data analisis biaya di atas dapat disimpulkan bahwa OPEX PLTU Sumenep
adalah.
No Components CostPrimary Expense
1 Direct Material Rp 852.532.698.7482 Direct Worker Rp 864.000.000
Total Primary Expense Rp 853.396.698.748Plant Expense
1 Indirect Material Rp -2 Indirect Worker Rp 1.020.000.0003 Insurance Rp -4 Maintenance Rp 171.768.102.5525 Depreciation Rp 362.621.549.8316 Consumables Rp -7 Building Tax Rp -
Total Plant Expense Rp 535.409.652.383Total Operational Expense /
Year Rp 1.388.806.351.131
Feasibility Study – TI3003 40
Feasibility Study – TI3003 41
Proyeksi Cash Flow
Dari data yang telah dihitung dan dikumpulkan, maka proyeksi aliran kas PLTU Sumenep
dapat dibuat. Hasil Cash Flow investasi akan digunakan untuk menentukan kelayakan
ekonomi investasi. Tabel perhitungan cash flow dapat dilihat pada lampiran 1.
Proyeksi Rugi/Laba
Dari data yang telah dihitung dan dikumpulkan, maka proyeksi rugi/laba PLTU Sumenep
tiap tahunnya dapat dibuat. Hasil perhitungan rugi laba menunjukkan total keuntungan
bersih yang diperoleh tiap tahunnya. Tabel perhitungan rugi/laba dapat dilihat pada
lampiran 2.
Pembayaran Pinjaman
Untuk dapat melakukan investasi awal PLTU Sumenep maka diperlukan dana pinjaman
dari bank. Mekanisme pendanaan yang dipilih adalah 30:70. Yaitu 30 % total biaya
investasi menggunakan modal sendiri. 70 % total biaya investasi menggunakan dana
pinjaman dari bank. Bunga bank diasumsikan sebesar 7,25 %. Mekanisme pembayaran
menggunakan mekanisme pembayaran principal yang konstan dan pembayaran bunga
yang dicicil tiap tahunnya.
Year Principal Payment Interest Payment Amount Owed Total Payment
0 Rp
- Rp
- Rp
(8.015.844.785.738,30) Rp
-
1 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
581.148.746.966,03 Rp
(7.013.864.187.521,01) Rp
1.583.129.345.183,31
2 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
508.505.153.595,27 Rp
(6.011.883.589.303,73) Rp
1.510.485.751.812,56
3 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
435.861.560.224,52 Rp
(5.009.902.991.086,44) Rp
1.437.842.158.441,81
4 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
363.217.966.853,77 Rp
(4.007.922.392.869,15) Rp
1.365.198.565.071,05
5 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
290.574.373.483,01 Rp
(3.005.941.794.651,86) Rp
1.292.554.971.700,30
6 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
217.930.780.112,26 Rp
(2.003.961.196.434,58) Rp
1.219.911.378.329,55
7 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
145.287.186.741,51 Rp
(1.001.980.598.217,29) Rp
1.147.267.784.958,79
8 Rp
1.001.980.598.217,29 Rp
72.643.593.370,75 Rp
- Rp
1.074.624.191.588,04
Total Rp
7.189.210.792.209,04
NPV Rp
8.015.844.785.738,30
Feasibility Study – TI3003 42
Bab IV
Analisis Investasi
Telah dilakukan perhitungan untuk diperoleh output yaitu keputusan, apakah investasi layak
dilakukan. Dapat diketahui dari analisis ekonomi.
Selain itu, perlu dilakukan juga dampak lingkungan sebagai konsekuensi didirikannya
pembangkit listrik tenaga uap di Sumenep.
4.1 Analisis Kelayakan Ekonomi
4.1.1 Present Worth Analysis
Dari Cash Flow pada bab sebelumnya, dapat diperoleh Present Worth untuk
menganalisis kelayakan dari investasi.
Diperoleh Present Worth sebesar Rp. -5.570.055.091.712,-. Dari hasil perhitungan,
dapat dikatakan investasi kurang layak untuk dijalankan.
4.1.2 Rate of Return Analysis
Dengan diperolehnya NPV, dapat diketahui Internal Rate of Return (IRR) untuk
dibandingkan dengan MARR. Pembandingan IRR dengan MARR dilakukan agar dapat
diketahui investasi manakah yang lebih menguntungkan. Diperoleh IRR sebesar 2,99
%. Dapat dikatakan berinvestasi untuk membangun PLTU Sumenep 3x150 MW tidak
lebih menguntungkan daripada menabung di bank.
4.1.3 Payback Period Analysis
Dengan dilakukannya analisis Aliran Kas, dan IRR, maka dapat diperoleh kapan
investasi akan balik modal. Dari hasil perhitungan, diperoleh :
Feasibility Study – TI3003 43
0 5 10 15 20 25 30
Rp(15,000,000,000,000)
Rp(10,000,000,000,000)
Rp(5,000,000,000,000)
Rp-
Rp5,000,000,000,000
Rp10,000,000,000,000
Rp15,000,000,000,000
Payback Period Analysis PLTU Sumenep CFSPP 3 x 150 MW
Hasil perhitungan dalam tabel yang lebih lengkap mengenai perhitungan Investment
Feasibility Analysis dapat dilihat pada lampiran 3.
4.2 Analisis Teknologi
4.2.1 Analisis Ketersediaan Dukungan Teknologi
Pada pembangkit listrik tenaga uap, digunakan berbagai macam peralatan listrik serta
mekanik dan konstruksi. Peralatan yang digunakan telah dijabarkan pada bab 2. Seluruh
peralatan tersebut merupakan mesin-mesin yang mayoritas telah tersedia di pasaran dan
harga untuk setiap mesin bersaing satu merk dengan merk lainnya.
Mesin-mesin ini akan dibeli dari China dan didistribusikan ke lokasi dengan
transportasi laut dan darat.
Lokasi dimana PLTU akan dibangun merupakan lokasi yang sangat dekat dengan laut
sehingga memudahkan pendistribusian dan pengkonstruksian pembangkit.
Feasibility Study – TI3003 44
Pada saat PLTU sudah beroperasi, batubara akan dikirim dari Sumatera melalui laut.
Hal ini akan menguntungkan karena Sumenep terletak di tepi pulau Madura.
4.2.2 Analisis Dampak Lingkungan
Pembangkit listrik tenaga uap yang direncanakan akan menggunakan bahan bakar
berupa batubara dan solar, tetapi utamanya adalah batubara. Solar hanya digunakan
ketika daya yang dibangkitkan pembangkit rendah dan saat First Firing setelah
shutdown.
Bahan bakar yang digunakan merupakan bahan bakar fosil yang akan menghasilkan
polusi udara berupa partikel-partikel kecil Fly Ash yang tentunya harus dibuang ke
udara. Selain itu, pembakaran batubara akan menghasilkan Bottom Ash.
Untuk mengantisipasi pencemaran lingkungan dan mengganggu permukiman,
digunakan Electrostatic Precipitator (ESP). ESP akan menangkap Fly Ash yang ditarik
Induced Draft Fan untuk dibuang ke Chimney. ESP yang direncanakan memiliki
efisiensi 99,4% yang berarti sangat efisien dan berpengaruh sedikit kepada lingkungan.
Bottom Ash yang dihasilkan dari pembakaran batubara akan dijual pada pabrik semen
sebagai campuran semen. Dengan penjualan ini, diperoleh 2 keuntungan sekaligus,
yaitu penanganan limbah Bottom Ash dan tambahan pemasukan hasil penjualan Bottom
Ash.
Meskipun telah dipasang ESP, tetap akan diadakan studi dampak lingkungan selama
pembangkit beroperasi, sehingga apabila terdapat permasalahan, akan ditemukan
solusinya dalam keberjalanannya.
Feasibility Study – TI3003 45
Bab V
Penutup
5.1 Kesimpulan
Perancangan PLTU Sumenep tidak layak dilakukan karena IRR < MARR yaitu 2,99
% dimana MARR 7,5 %. Payback Period PLTU Sumenep diproyeksikan terjadi pada tahun
ke 20. PLTU meskipun dikenal sebagai pembangkit termal dimana membakar bahan bakar
fossil, dengan menggunakan ESP akan mampu menangkap fly ash hingga 99,4 %. Dengan
menggunakan Vaiable Frequency Drive dan Coal Dryer dapat meningkatkan efisiensi total
PLTU dari sekitar 30 % menjadi 46,8 %.
5.2 Saran
1. Untuk meminimalisir dampak lingkungan dapat digunakan teknologi Carbon capture.
2. Untuk perhitungan yang lebih akurat data maintenace harus lebih rinci
3. Untuk perhitungan yang lebih akurat depresiasi menggunakan model eksponensial
4. Untuk mengetahui investasi di bidang pembangkitan energi listrik lebih baik daripada
di bidang lain maka perlu di cari MARR di tiap-tiap bidang
5.3 Rekomendasi Tindak Lanjut
Dari hasil analisis PLTU Sumenep 3x150 MW memang kurang menguntungkan
daripada menabung di bank. Namun dapat dihitung kapan investasi ini dapat menguntungkan.
Parameter yang menentukan apakah investasi ini menguntungkan atau tidak adalah dengan
membandingkan IRR dan MARR. Oleh karena itu analisis sensitivitas dilakukan antara
benefit terhadap IRR. Investasi menarik untuk dilakukan apabila benefit sebesar 150 %.
30% 80% 130% 180% 230%
-50.00%
-40.00%
-30.00%
-20.00%
-10.00%
0.00%
10.00%
20.00%
Sensitivity Analysis IRR vs Benefit PLTU CFSPP Sumenep 3 x 150 MW
Feasibility Study – TI3003 46
top related