daya dukung pembangkit listrik

DAYA DUKUNG PEMBANGKIT LISTRIK

TENAGA UAP BERBAHAN BAKAR BATU BARA

TEKNOLOGI KONVERSI DAN KONSERVASI ENERGI TEKNOLOGI INFORMASI, ENERGI DAN MATERIAL

BADAN PENGKAJIAN DAN PENERAPAN TEKNOLOGI 2013

Daftar Isi

ISBN 978-979-3733-97-5

Daya Dukung Pembangkit Listrik Tenaga Uap Berbahan Bakar Batu Bara 2013

PTKKE - BPPT ii

Daftar Isi ............................................................................................................................... i Daftar Gambar .................................................................................................................. iii Daftar Tabel ....................................................................................................................... iv

Kata Pengantar .................................................................................................................. v

BAB I PENDAHULUAN ................................................................................................... 1

1.1. Umum ......................................................................................................................... 1

1.2. Kondisi Supply Batu Bara .................................................................................... 3

1.2.1. Deposit batubara di Indonesia ......................................................................... 3

2.1. Gambaran Umum Pembangkit ............................................................................ 5

2.2. Kontrak Pasokan Batu Bara Untuk Pembangkit Listrik ............................... 7

2.3. Sistem Pembakaran ............................................................................................... 7

2.4. Kondisi Mesin Utama ............................................................................................. 9

2.5. Kinerja Pembangkit .............................................................................................. 10

BAB III POTENSI/RENCANA PEMBANGUNAN PEMBANGKIT ......................... 12

3.1. Sumber Daya Batu Bara ..................................................................................... 12

3.2. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik............................................................... 12

3.3. Rencana Pengembangan PLTU ........................................................................ 15

3.4. Proyek Strategis ................................................................................................... 17

BAB IV PENINGKATAN KINERJA PEMBANGKIT (DILIHAT DARI SISI TEKNOLOGI) ............................................................................................................... 19

4.1. Teknologi Peningkatan Kinerja Pembangkit ................................................. 19

4.2. Analisa Potensi Peningkatan Kinerja Pembangkit ...................................... 23

BAB V TEKNOLOGI PEMBANGKIT MASA DEPAN ............................................... 28

5.1. Karakteristik Pembangkit Masa Depan Berbahan Bakar Batu Bara ...... 28

5.2. Teknologi Super Critical Dan Ultra Super Critical Boiler........................... 28

5.3. Teknologi Circulating Fluidized Bed (CFB) ................................................... 34

5.3.1 Sistem kerja teknologi CFB ............................................................................. 36

5.3.2 Bolier CFB ........................................................................................................... 37

5.4. Efisiensi Dan Emisi ............................................................................................. 40

BAB VI SYSTEM PENDUKUNG OPERASI JARINGAN (SPOJ) ............................ 41

6.1. Pembangunan Jaringan Untuk Interkoneksi HVDC – 500 kV ................... 41

6.2. Posisi FACTS Divice dalam Sistem jaringan HVDC Sumatra – Jawa. ... 42

6.3. Dasar Control System Pada Sistem HVDC .................................................... 43

7.1. Kesimpulan ............................................................................................................ 45

7.2. Rekomendasi ......................................................................................................... 46


PTKKE - BPPT iii

Daftar Pustaka ................................................................................................................. 47

Daftar Gambar


PTKKE - BPPT iv

Gambar 2.1 Diagram venn kapasitas PLTU yang disurvei dalam MW 12

Gambar 2.2 Diagram venn kapasitas PLTU yang disurvei dalam % 13

Gambar 3.1 Rencana pembangunan pembangkit PLTU di Pulau Sumatera 18

Gambar 3.2 Rencana pembangunan pembangkit di Pulau Jawa 18

Gambar 4.1 Peningkatan heat rate pembangkit 19

Gambar 4.2 Prosentase peningkatan nilai heat rate pembangkit 20

Gambar 4.3 Boiler tipe stocker 21

Gambar 4.4 Proses produksi PLTU kelompok 4 22

Gambar 4.3 Teknologi Steam Tube Drying (STD ) 27

Gambar 5.1 Teknologi pembangkit yang prospektif 29

Gambar 5.2 Teknologi Super Critical Boiler 30

Gambar 5.3 Tekanan dan Temperatur uap utama 30

Gambar 5.4 Perkembangan efisiensi dari PLTU 31

Gambar 5.5 Kondisi parameter uap optimum untuk berbagai material 34

Gambar 5.6 Sifat mekanik dari beberapa material 34

Gambar 5.7 Sistem Kerja CFB di PLTU Tarahan 37

Gambar 5.8 Sketsa Boiler CFB Tarahan 38

Gambar 5.9 Jenis burner pada boiler 40

Gambar 5.10 Hubungan Antara Peningkatan Efisiensi dan Penurunan Emisi 40

Gambar 6.1 Transmisi HVDC 500 kV sepanjang 520 km 41

Gambar 6.2 Contoh penerapan FACTS pada sistem jaringan 43

Daftar Tabel

Tabel 1.1 Subsidi listrik dalam APBN 2


PTKKE - BPPT v

Tabel 2.1 Kondisi umum pembangkit yang disurvei 5

Tabel 2.2 Kondisi pasokan batu bara 7

Tabel 2.3 PLTU dengan bahan bakar batu bara 8

Tabel 2.4 Peralatan utama PLTU 9

Tabel 2.5 Kondisi umum mesin pembangkit yang telah disurvei 9

Tabel 2.6 Indeks kinerja pembangkit 11

Tabel 3.1 Pertumbuhan ekonomi, Proyeksi kebutuhan tenaga listrik

dan Beban puncak periode 2012-2021

14

Tabel 3.2 Proyeksi jumlah penduduk , pertumbuhan pelanggan dan

rasio elektrifikasi

14

Tabel 3.3 Prakiraan kebutuhan listrik, angka petumbuhan dan rasio

elektifikasi

15

Tabel 3.4 Proyek PLTU yang terdapat dalam buku kps 2012

BAPPENAS

16

Tabel 4.1 Perbandingan boiler stoker dan CFB 23

Tabel 4.2 Pengering batu bara yang tersedia di tingkat internasional 25

Tabel 5.1 Perbandingan karakterisasi pembangkit berdasarkan pada

parameter spesifikasi uap

31

Tabel 5.2 Material tube superheater yang tersedia (Sumber Seimen) 33

Tabel 5.3 Spesifikasi boiler 38

Tabel 5.4 Boiler type and Furnace contruction (Sumber Babcock-

Hitachi K.K)

39

Kata Pengantar


PTKKE - BPPT vi

Dalam rangka membantu pemerintah dalam mengurangi ketergantungan pada BBM

dimana salah satunya adalah diversifikasi energi dari BBM ke energi primer batu bara

dan mengingat cadangan batubara di Indonesia yang relatif cukup banyak yaitu

mencapai sekitar ± 21 Milyar ton, maka disusunlah buku ”daya dukung PLTU

berbahan bakar batu bara”.

Selain hal tersebut di atas, dalam buku ini dibahas kinerja pembangkit listrik

berbahan bakar batubara (PLTU) beserta indikator-indikatornya baik kinerja PLTU yang

lama, maupun kinerja PLTU yang baru yang berada dalam program pemerintah 10.000

MW.

Buku ini dapat menambah kreatifitas dan inovasi bagi para pemangku kepentingan

khususnya di sektor ketenagalistrikan agar dapat mengembangkan, meningkatkan dan

memanfaatkan energi primer batu bara.

Kepada pimpinan dan staf PTKKE pada khususnya serta seluruh staf BPPT pada

umumnya tak lupa diucapkan terima kasih atas tersusunnya kajian “daya dukung PLTU

berbahan bakar batu bara”.


PTKKE - BPPT 1

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Umum

Untuk mengurangi target subsidi pemerintah pada BBM dan mengurangi intensitas

emisi “green house gas“, pemerintah telah menyusun program diversifikasi bahan bakar

minyak (BBM) ke bahan bakar batu bara secara nasional serta mengendalikan emisi

gas buang di sektor ketenagalistrikan. Walaupun di sektor transportasi subsidi BBM dan

emisi green house gas lebih besar, perhatian di sektor ketenagalistrikan juga perlu

diperhatikan.

Sebagai tindak lanjut Perpres no. 4 tahun 2010 tentang penugasan kepada PT

PLN (Persero) untuk melakukan percepatan pembangkit listrik yang menggunakan

energi terbarukan, batu bara dan gas, maka pemerintah dalam hal ini telah

mencanangkan program percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW tahap

I (fast tract program/ FTP I) yang kesemuanya menggunakan energi primer batu bara

untuk menggantikan BBM, sedangkan untuk fast tract program tahap II 10.000 MW

(FTP II), energi primer untuk tenaga listrik menggunakan 70% energi terbarukan

khususnya pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) dan pembangkit listrik tenaga

air (PLTA) sedangkan sisanya tetap 30% menggunakan energi primer batu bara.

FTP tahap I sebagian besar telah selesai terutama untuk daerah Pulau Jawa

walaupun kinerjanya belum sesuai dengan apa yang diharapkan, sedangkan untuk luar

JAMALI khususnya kawasan timur masih ada beberapa kendala.

Program dari FTP tahap I, yang kesemuanya menggunakan batu bara, tentunya

tidak sesuai dengan apa yang direncanakan baik dari segi jadwal maupun kinerja. Salah

satu penyebab adalah keterbatasan sumber daya manusia (SDM) yang profesional.

Besar subsidi pemerintah membengkak dari Rp. 33.1 trilliun di tahun 2008 menjadi

sebesar Rp. 99.98 trilyun untuk subsidi listrik dalam APBN-P tahun 2013, hal ini dapat

dilihat pada tabel 1.1.


PTKKE - BPPT 2

Tabel 1.1 Subsidi listrik dalam APBN

Uraian APBN 2008 2009 2010 2011 2012 2013

APBN APBN-P

Subsidi Listrik (T) 33.1 43.9 49.5 55.106 65.6 80.94 99.98

% thd PDP 0.8 1.7 0.9 0.9 0.6

Pendapatan PLN 96.14

Hal yang sangat menarik adalah besarnya subsidi yang naik terus dari tahun 2008

dari besarnya pagu dalam APBN, maka pemerintah bersama DPR telah berusaha

mengurangi besarnya subsidi dengan berbagai cara diantaranya adalah:

a. Menaikkan tarif tenaga listrik (TDL) secara bertahap sampai akhir tahun fiskal 2013

sebesar 15%.

b. Mempercepat program pembangkit listrik 10.000 MW FTP 1 maupun FTP 2.

c. Mempercepat pembangunan HVDC interkoneksi Sumatra – Jawa.

d. Mendapatkan gas bagi PLTGU yang masih menggunakan BBM.

e. Menurunkan “losses” baik untuk pembangkit, transmission dan distribusi.

f. Mengurangi derating bagi pembangkit listrik setelah dilakukan audit.

Mengurangi besarnya penggunaan BBM dengan mengalihkan ke bahan bakar

batu bara, tentu juga menimbulkan dampak lain yaitu meningkatnya intensitas emisi gas

buang (green house gases)

Dari data pembangkit PLTU batu bara lama dan pembangkit batu bara baru dalam

program percepatan / FTP tahap I, maupun tahap II perlu dilakukan penilaian kinerja

berupa effisiensi dan intensitas emisi gas rumah kaca. Pembangkit yang dianggap

memiliki kinerja yang terbaik sangat diperlukan sehingga dapat diketahui di sektor mana

yang memerlukan peningkatan kinerja sesuai dengan kualitas daya yang didesain.

Langkah awal yang ditempuh dalam kajian ini adalah pengumpulan data sekunder

maupun data lapangan berupa data operasi dari PLTU lama dan PLTU baru yang ada

dalam program FTP I.


PTKKE - BPPT 3

Ada beberapa indikator kerja yang perlu menjadikan perhatian dari masing-masing

kelas kapasitas pembangkit yaitu:

a. Availability factor (AF).

b. Equivalent force outage rate (EFOR).

c. Equivalent derating hour (EDH).

d. Plant outage (PO).

e. Net actual generation (NET).

1.2. Kondisi Supply Batu Bara

Kinerja dari suatu PLTU batu bara tidak hanya ditentukan oleh teknologi konversi

energinya akan tetapi ditentukan juga oleh kwantitas dan kwalitas batu bara sebagai

sumber bahan bakar. Apabila kesemuanya telah sesuai dengan desain, akan tetapi

sumber bahan bakar yaitu batu baranya tidak tersedia sesuai dengan yang

dipersyaratkan dalam konversi energinya, maka tentunya kinerja dari suatu pembangkit

batu bara tidak dapat seperti yang diharapkan.

1.2.1. Deposit batubara di Indonesia

Cadangan batubara yang terdapat di dunia diperkirakan mencapai 984 milyar ton

merupakan cadangan terbukti (proven coal reserves) di seluruh dunia yang tersebar di

lebih dari 70 negara. Dengan asumsi tingkat produksi pada tahun 2004 yaitu sekitar

4.63 milyar ton pertahun untuk produksi batu bara keras (hard coal) dan 879 juta ton

pertahun untuk batu bara muda (brown coal), maka cadangan batu bara diperkirakan

dapat bertahan hingga 164 tahun. Sebaliknya, dengan tingkat produksi pada saat ini,

minyak diperkirakan akan habis dalam waktu 41 tahun, sedangkan gas adalah 67 tahun,

dimana sebaran cadangannyapun terbatas yaitu 68% cadangan minyak dan 67%

cadangan gas dunia terkonsentrasi di Timur Tengah dan Rusia.

Cadangan batubara di Indonesi saat ini cukup banyak yaitu sebesar ± 21 milyar

ton atau sekitar 2.2% dari cadangan dunia. Karena batu bara yang banyak terdapat di

Indonesia merupakan batu bara berkalori rendah sampai sedang, sementara harga jual

batu bara semakin tinggi jika nilai kalori batu baranya tinggi, maka untuk meningkatkan


PTKKE - BPPT 4

nilai kalori batu bara digunakan teknologi upgraded brown coal (UBC). Selain teknologi

UBC, ada beberapa teknologi lainnya yang dapat digunakan untuk meningkatkan nilai

keekonomian batu bara yaitu:

a. Pencairan batu bara (coal liquefication).

b. Penggasan batu bara (coal gasification).

Sebagian besar batu bara di Indonesia digunakan sebagai bahan bakar

pembangkit listrik tenaga uap (PLTU). Kebutuhan batu bara untuk PLTU pada tahun

2012 mencapai ± 49 juta ton, dipasok ke hampir 70% PLTU yang ada di Indonesia,

karena nilai kalori dari batu bara berlainanan, maka pada umumnya untuk memenuhi

spesifikasi dari PLTU berbahan batu bara diperlukan pencampuran dari batu bara

sampai mencapai 4 macam nilai kalori.


PTKKE - BPPT 5

BAB II KONDISI PEMBANGKIT

2.1. Gambaran Umum Pembangkit Pada tahun 2010 kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga uap yang ada di

Indonesia adalah 12.000 MW yang terdiri atas 10.670 MW di sistem Jawa-Bali dan

1.330 MW di sistem-sistem kelistrikan wilayah operasi Indonesia Barat dan Indonesia

Timur. Adapun kapasitas terpasang pembangkit yang disurvei pada tahun 2011 adalah

sebesar 4.800 MW yang terdiri atas 4.200 MW di Jawa-Bali dan 600 MW di sistem-

sistem kelistrikan wilayah operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur dengan rincian

yang diperlihatkan pada tabel 2.1.

Tabel 2.1 Kondisi umum pembangkit yang disurvei

No NAMA/JENIS PEMBANGKIT

KAPASITAS (MW)

MULAI BEROPER

ASI UMUR (thn)

DAYA MAMPU

(Mw) %

Der.

PLTU KELOMPOK 1

1 PLTU 400 MW Unit 1 400 1994 18 400

2 PLTU 400 MW Unit 2 400 1994 18 400

PLTU KELOMPOK 2

3 PLTU 400 MW Unit 1 400 1984 28 371 7,25

4 PLTU 400 MW Unit 2 400 1985 27 371 7,25

5 PLTU 400 MW Unit 3 400 1988 24 371 7,25

6 PLTU 400 MW Unit 4 400 1989 23 371 7,25

7 PLTU 600 MW Unit 5 600 1996 16 575 4,2

8 PLTU 600 MW Unit 6 600 1997 15 575 4,2

9 PLTU 600 MW Unit 7 600 1997 15 575 4,2

PLTU KELOMPOK 3

10 PLTU 100 MW Unit 3 100 2007 5 100 0

11 PLTU 100 MW Unit 4 100 2007 5 100 0

PLTU KELOMPOK 4

12 PLTU 100 MW Unit 1 100 2010 2 90 4,2

13 PLTU 100 MW Unit 2 100 2010 2 90 4,2

PLTU KELOMPOK 5

14 PLTU 100 MW Unit 1 100 1996 16 100

15 PLTU 100 MW Unit 2 100 1996 16 100


PTKKE - BPPT 6

Apabila kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga uap tersebut pada tabel 2.1

dipetakan dalam bentuk diagram venn maka akan terlihat seperti pada gambar 2.1.

SISTEMINDONESIA BARAT &

INDONESIA TIMUR1.330 MW

PLTU 12.000 MW

SISTEM JAWA-BALI10.670 MW YANG DISURVEI

4.200 MW 600 MW

Gambar 2.1 Diagram venn kapasitas PLTU yang disurvei dalam MW

Gambar 2.1 memperlihatkan bahwa sampai dengan tahun 2010 PLTU yang ada di

Indonesia mempunyai kapasitas terpasang sebesar 12.000 MW, 10.670 MW berada

pada sistem Jawa-Bali, dan 1.330 berada di sistem-sistem Indonesia Barat dan sistem-

sistem Indonesia Timur. Kapasitas pembangkit yang disurvei pada sistem Jawa-Bali

adalah sebesar 4.200 MW, sedangkan yang disurvei pada sistem Indonesai Barat dan

sistem Indonesia Timur sebesar 600 MW. Selanjutnya apabila ditampilkan dalam

prosentasi maka akan terlihat seperti pada gambar 2.2.

SISTEMINDONESIA BARAT & INDONESIA TIMUR

11%

PLTU 12.000 MW

SISTEM JAWA-BALI

89% YANG DISURVEI39% 45%

Gambar 2.2 Diagram venn kapasitas PLTU yang disurvei dalam %


PTKKE - BPPT 7

2.2. Kontrak Pasokan Batu Bara Untuk Pembangkit Listrik

Pada umumnya PLTU yang menggunakan batu bara sebagai energi primer,

memperoleh batu bara tersebut dari beberapa pemasok dengan kontrak jangka pendek.

Dengan banyaknya pemasok tersebut akan menjamin ketersediaan batu bara. Namun

karena kontrak jangka pendek dan keadaan harga batu bara menyebabkan pemasok

dengan perhitungan ekonomi dapat membatalkan secara sepihak kontrak yang telah

ditandatangani, sehingga ketersediaan batu bara tidak terjamin. Disamping itu

banyaknya pemasok tersebut menyebabkan kualitas batu bara yang diterima bervariasi,

namun dengan nilai kalor yang masih masuk dalam batas yang disyaratkan.

Tabel 2.2 memperlihatkan kondisi pasokan batu bara pada beberapa PLTU yang

telah disurvei.

Tabel 2.2 Kondisi pasokan batu bara

NO. NAMA/JENIS PEMBANGKIT NILAI KALOR BATU BARA DISAIN KONTRAK

(1) (2) (3) (4) 1 PLTU KELOMPOK 1 6030.5 (5100)

(4700 - 4500) 2 PLTU KELOMPOK 2 5242 4900 5000 3 PLTU KELOMPOK 3 4 PLTU KELOMPOK 4 4200 - 4600

Persoalan yang dihadapi PLN mengenai batu bara adalah aspek security of supply

dan aspek kualitas. Kondisi batu bara tersebut telah menyebabkan kompromi kualitas.

Hal ini menyebabkan adanya penurunan unjuk kerja pembangkit.

2.3. Sistem Pembakaran

Seperti diketahui bahwa prinsip kerja PLTU secara umum adalah pembakaran batu bara

pada boiler untuk memanaskan air dan mengubah air tersebut menjadi uap dengan

temperatur yang sangat tinggi, selanjutnya uap panas tersebut digunakan untuk

menggerakkan turbin untuk memutar generator listrik.

Salah satu bentuk proses pembangkitan listrik tenaga uap dengan bahan bakar

batu bara adalah dimulai dengan proses batu bara dari luar dialirkan ke penampung


PTKKE - BPPT 8

batu bara dengan conveyor, kemudian dihancurkan menggunakan pulverized fuel coal.

Tepung batu bara halus kemudian dicampur dengan udara panas oleh forced draught.

Dengan tekanan yang tinggi, campuran tersebut disemprotkan ke dalam boiler sehingga

akan terbakar dengan cepat seperti semburan api. Kemudian air dialirkan ke atas

melalui pipa yang ada di dinding boiler. Air dimasak menjadi uap kemudian uap dialirkan

ke tabung boiler untuk memisahkan uap dari air yang terbawa. Selanjutnya uap dialirkan

ke superheater untuk melipatgandakan suhu dan tekanan uap hingga mencapai suhu

570° C dan tekanan sekitar 200 bar yang meyebabkan pipa akan ikut berpijar menjadi

merah.

Untuk mengatur turbin agar mencapai set point, dilakukan dengan setting steam

governor valve secara manual maupun otomatis. Uap keluaran dari turbin mempunyai

suhu sedikit di atas titik didih, sehingga perlu dialirkan ke condenser agar menjadi air

yang siap untuk dimasak ulang. Sedangkan air pendingin dari condenser akan di

semprotkan ke dalam cooling tower sehingga menimbulkan asap air pada cooling tower.

Air yang sudah agak dingin dipompa balik ke condenser sebagai air pendingin ulang.

Sedangkan gas buang dari boiler diisap oleh kipas pengisap agar melewati electrostatic

precipitator untuk mengurangi polusi dan gas yang sudah disaring dibuang melalui

cerobong.

Tabel 2.3 memperlihatkan PLTU dengan bahan bakar batu bara yang telah

disurvei pada tahun 2011.

Tabel 2.3 PLTU dengan bahan bakar batu bara

No. NAMA/JENIS PEMBANGKIT

BOILER SUPERHEATER

OUTLET

REHEAT OUTLET

REHEAT INLET

FEED WATER

KAPASITAS UAP

TIPE TEMP TEK TEMP TEK TEMP TEK TEMP TEK

(ton/jam) Oc

kg/cm2

Oc

kg/cm2

Oc

kg/cm2

Oc kg/cm

2

1 PLTU KELOMPOK 1

(Unit 1,2) 1330

Vertical Balance Draft, Drum unit, Control Circulation

538 185

2 PLTU KELOMPOK 2

(Unit 1-4) 1200

B & W Single Drum Radiant Horizontal Suspended Drainable

548 169 538

350

251 35


PTKKE - BPPT 9

3 PLTU KELOMPOK 2

(Unit 5-7) 1953.9

Balance Draft, Natural Circulation Single Drum & Radiant Boiler

538 174 538

335.3 39.8 270 36

4 PLTU KELOMPOK 3 351.09 Circulating Fluidized Bed (CFB)

541 129

235

5 PLTU KELOMPOK 4 423

Circulating Fluidized Bed (CFB)

542 10,32

Mpa

2.4. Kondisi Mesin Utama

Peralatan pembangkit utama adalah boiler, turbin dan generator. Disamping itu ada

peralatan tambahan yang lebih rumit dibandingkan dengan PLTU biasa mengingat ada

beberapa PLTU yang merupakan PLTU jenis CFB. Secara lengkap semua peralatan

yang penting ditunjukkan pada tabel 2.4.

Tabel 2.4 Peralatan utama PLTU

No Peralatan Utama 1 BOILER 2 TURBIN &GENERATOR 3 DCS 4 COAL & ASH HANDLING 5 WTP & WWTP 6 CHLORINATION 7 DESALINATION PLANT

Adapun kondisi umum mesin turbin PLTU yang telah disurvei diberikan pada tabel

2.5.

Tabel 2.5 Kondisi umum mesin pembangkit yang telah disurvei


TURBIN MAIN STEAM REHEAT STEAM

MANUFAKTUR TIPE PUTARAN KAPASITAS TEMP. TEK. TEMP. TEK.

RPM rpm MW Oc kg/cm2 Oc kg/cm2

1 PLTU KELOMPOK 1 (Unit 1,2)

TOSHIBA Tandem Comp. 3 cylinder 4 flow exhaust, Reheat Steam

3000

169

2 PLTU KELOMPOK 2 (Unit 1-4)

MHI -

TAKASAGO,

JAPAN

Tandem Compound Quadruple Exhaust Condensing Reheat Turbine

3000 400 538 169 538


PTKKE - BPPT 10

3 PLTU KELOMPOK 2 (Unit 5-7)

MHI -

TAKASAGO,

JAPAN

Tandem Compound Quadruple Exhaust Condensing Reheat Turbine

3000 600 538

538

4 PLTU KELOMPOK 3

3000 100 538 128

5 PLTU KELOMPOK 4

Shanghai

Turbine Co.

LTD

3000 100

2.5. Kinerja Pembangkit

Secara teoritis apabila kualitas bahan bakar tetap terjaga sama dari tahun ke tahun, dan

pembangkit selalu beroperasi pada beban nominalnya, maka penggunaan bahan bakar

spesifik (SFC) dan plant heat rate (PHR) akan mengalami degradasi sedikit demi sedikit

sampai dilakukan simple inspection atau major inspection. Setelah inspection

dilaksanan SFC dan plant heat rate akan mendekati kondisi komisioning, selanjutnya

mengalami degradasi lagi sedikit demi sedikit sampai inspection berikutnya demikian

seterusnya.

Pemakaian bahan bakar spesifik adalah besarnya volume bahan bakar yang

dikonsumsi untuk memproduksi kWh bruto pada suatu periode tertentu, hal ini

menunjukkan tingkat keborosan pemakaian bahan bakar.

Indeks kinerja pembangkit yang diperoleh pada saat survei diberikan pada tabel 2.5.

) ( Pr kWh Bruto oduksi Jumlah Bakar Bahan Pemakaian Jumlah SFC = (Kg)


PTKKE - BPPT 11

Tabel 2.6 Indeks kinerja pembangkit


MULAI OPERASI TAHUN 2011I

HEATRATE SFC

NILAI KALOR

BB

HEATRATE SFC

NILAI KALOR

BB

kkal/kWh Kg/Kkal Kal kkal/kWh Kg/Kkal Kal

1 PLTU KELOMPOK 1 (Unit 1) 2279 0.345 2337.48 0.49 2337.48

2 PLTU KELOMPOK 1 (Unit 2) 2159 0.42 2509.45 0.512 2509.45

3 PLTU KELOMPOK 2 (Unit 1) 2401 0.54 4361 2509.45 0.512 2509.45







10 PLTU KELOMPOK 3 2500 0.5 2500

11 PLTU KELOMPOK 4


PTKKE - BPPT 12

BAB III POTENSI/RENCANA PEMBANGUNAN PEMBANGKIT

3.1. Sumber Daya Batu Bara

Menurut badan geologi kementerian ESDM pada tahun 2010, sumber daya batu bara

Indonesia adalah 104,8 milyar ton yang tersebar terutama di Kalimantan (51.9 milyar

ton) dan Sumatera (52,5 milyar ton), namun cadangan batu bara dilaporkan hanya 21,1

milyar ton (Kalimantan 9,9 milyar ton, Sumatera 11,2 milyar ton). Sekitar 22% dari batu

bara Indonesia berkualitas rendah (low rank) dengan kandungan panas kurang dari

5100 kkal/kg, sebagian besar (66%) berkualitas medium (antara 5100 dan 6100 kkal/kg)

dan hanya sedikit (12%) yang berkualitas tinggi (6100–7100 kkal/kg). Angka ini dalam

adb (ash dried basis) 39. Walaupun cadangan batu bara Indonesia tidak terlalu besar,

namun tingkat produksi batu bara sangat tinggi, yaitu mencapai 370 juta ton pada tahun

2011.

Sebagian besar dari produksi batu bara tersebut diekspor ke China, India, Jepang,

Korea Selatan dan Taiwan (265 juta ton) dan negara lain. Produksi pada tahun-tahun

mendatang diperkirakan akan meningkat sejalan dengan meningkatnya kebutuhan

domestik dan semakin menariknya pasar batu bara internasional. Jika tingkat produksi

tahunan adalah 400 juta ton, maka seluruh cadangan batu bara Indonesia yang 21,1

milyar ton di atas akan habis dalam waktu sekitar 50 tahun apabila tidak dilakukan

eksplorasi baru. Untuk menjamin pasokan kebutuhan domestik yang terus meningkat,

pemerintah telah menerapkan kebijakan domestic market obligation (DMO) yang

mewajibkan produsen batu bara untuk menjual sebagian produksinya ke pemakai dalam

negeri.

3.2. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik

Kebutuhan tenaga listrik pada suatu daerah didorong oleh tiga faktor utama yaitu:

a. Pertumbuhan ekonomi.


PTKKE - BPPT 13

b. Program elektrifikasi.

c. Pengalihan captive power ke jaringan PLN.

Pertumbuhan ekonomi dalam pengertian yang sederhana adalah proses

meningkatkan output barang dan jasa. Proses tersebut memerlukan tenaga listrik

sebagai salah satu input untuk menunjangnya, disamping input-input barang dan jasa

lainnya. Disamping itu hasil dari pertumbuhan ekonomi adalah peningkatan pendapatan

masyarakat yang mendorong peningkatan permintaan barang-barang/peralatan listrik

seperti televisi, pendingin ruangan, lemari es dan lainnya. Akibatnya permintaan tenaga

listrik akan meningkat.

Faktor kedua adalah program elektrifikasi. Sebagai upaya PLN untuk mendukung

program pemerintah dalam meningkatkan rasio elektrifikasi, maka PLN perlu melistriki

semua masyarakat yang ada dalam wilayah usahanya. Hal ini secara langsung akan

menjaga eksistensi wilayah usaha PLN dan sekaligus meningkatkan rasio elektrifikasi di

Indonesia, khususnya pada daerah-daerah yang telah menjadi wilayah usaha PLN.

Faktor ketiga yang menjadi pendorong pertumbuhan permintaan tenaga listrik PLN

adalah pengalihan dari captive power (penggunaan pembangkit sendiri berbahan bakar

minyak) menjadi pelanggan PLN. Captive power ini timbul sebagai akibat dari

ketidakmampuan PLN memenuhi permintaan pelanggan di suatu daerah, terutama

pelanggan industri dan bisnis. Bilamana kemampuan PLN untuk melayani di daerah

tersebut telah meningkat, maka captive power ini dengan berbagai pertimbangannya

akan beralih menjadi pelanggan PLN. Pengalihan captive power ke PLN juga didorong

oleh tingginya harga BBM untuk membangkitkan tenaga listrik milik konsumen

industri/bisnis, sementara harga jual listrik PLN relatif lebih murah. Faktor ketiga ini

sangat bergantung pada kemampuan pasokan PLN di suatu daerah/sistem kelistrikan

dan skema bisnis jual beli listrik PLN dengan captive power jadi tidak berlaku umum.

Kebutuhan energi listrik pada tahun 2021 akan menjadi 358 TWh, atau tumbuh

rata-rata 8,65% per tahun. Sedangkan beban puncak non coincident pada tahun 2020

akan menjadi 61.750 MW atau tumbuh rata-rata 8,5% per tahun.


PTKKE - BPPT 14

Tabel 3.1 Pertumbuhan ekonomi, proyeksi kebutuhan tenaga listrik dan beban puncak periode 2012-2021

Tahun Pertumbuhan

Ekonomi Sales Jumlah Beban

Puncak (non-coincident)

% TWh MW 2012 6.5 172.3 30.237 2013 7.2 187.8 32.77 2014 7.4 205.8 35.872 2015 6.9 225.1 39.209 2016 6.9 246.2 42.796 2017 6.9 266.8 46.291 2018 6.9 287.3 49.891 2019 6.9 309.4 53.611 2020 6.9 333 57.606 2021 6.9 358.3 61.752

Jumlah pelanggan pada tahun 2012 sebesar 48,2 juta akan bertambah menjadi

70,6 juta pada tahun 2021 atau bertambah rata-rata 2,5 juta per tahun. Penambahan

pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 74,4% pada tahun 2012

menjadi 92,3% pada tahun 2021. Proyeksi jumlah penduduk, pertumbuhan pelanggan

dan rasio elektrifikasi diperlihatkan pada tabel 3.2.

Tabel 3.2 Proyeksi jumlah penduduk , pertumbuhan pelanggan dan rasio elektrifikasi.

Tahun Penduduk Juta Pelanggan Juta RE (%)

RE RUKN 08-27 (%)

RE Draft RUKN 12-

31 (%)

2011 241,4 45,6 71,8 73,0 2012 245,1 48,2 74,4 75,3 2013 249,0 51,3 77,7 77,7 2014 253,0 54,3 80,7 80,0 2015 257,0 57,1 83,3 79,2 83,2 2016 261,1 59,6 85,3 86,4 2017 265,4 62,0 87,1 89,6 2018 269,7 64,3 88,6 92,8 2019 274,1 66,5 90,0 96,0 2020 278,6 68,7 91,2 90,4 99,2 2021 283,2 70,6 92,3 99,3


PTKKE - BPPT 15

Proyeksi prakiraan kebutuhan listrik periode 2012–2021 ditunjukkan pada tabel

3.3. Pada periode 2012-2021 kebutuhan listrik sistem Jawa Bali diperkirakan akan

meningkat dari 132,4 TWh pada tahun 2012 menjadi 259,4 TWh pada tahun 2021, atau

tumbuh rata-rata 7,9% per tahun. Untuk Indonesia Timur pada periode yang sama,

kebutuhan listrik akan meningkat dari 14,2 TWh menjadi 36,7 TWh atau tumbuh rata-

rata 11,4% per tahun. Wilayah Indonesia Barat tumbuh dari 25,7 TWh pada tahun 2012

menjadi 62,2 TWh pada tahun 2021 atau tumbuh rata-rata 10,5% per tahun.

Tabel 3.3 Prakiraan kebutuhan listrik, angka petumbuhan dan rasio elektifikasi.

Uraian Satuan 2011* 2012** 2014** 2016 2018 2020 2021 1. Energi Demand Twh - Indonesia 156,3 172,3 205,8 246,2 287,3 333,0 358,3 - Jawa Bali 120,8 132,4 156,4 185,8 212,6 242,9 259,4 - Indonesia Timur 12,5 14,2 18,1 22,4 28,4 33,7 36,7 - Indonesia Barat 22,9 25,7 31,3 38,1 46,3 56,4 62,2 2. Pertumbuhan % - Indonesia 7,3 10,2 9,6 9,4 7,7 7,6 7,6 - Jawa Bali 6,5 9,6 9,0 9,0 7,0 6,8 6,8 - Indonesia Timur 11,0 13,3 12,9 11,3 8,9 8,8 8,9 - Indonesia Barat 9,4 12,0 10,4 10,3 10,3 10,1 10,2 3. Ratio Elektrifikasi % - Indonesia 71,8 74,4 85,3 88,6 88,6 91,2 92,3 - Jawa Bali 74,0 75,9 80,4 86,6 86,6 89,5 90,9 - Indonesia Timur 61,2 65,5 78,1 89,9 89,9 92,5 93,6 - Indonesia Barat 73,5 76,6 83,6 93,0 93,0 94,8 95,2 * Realisasi

** Estimasi

3.3. Rencana Pengembangan PLTU

PLTU batu bara dirancang untuk memikul beban dasar sejalan dengan harga batu bara

yang relative rendah dibandingkan harga bahan bakar fosil lainnya. Namun pembakaran

batu bara menghasilkan emisi karbon dioksida yang menimbulkan efek pemanasan

global, disamping menghasilkan polusi partikel dan limbah kimia yang dapat

menyebabkan dampak negatif terhadap lingkungan lokal. Dengan demikian


PTKKE - BPPT 16

pengembangan pembangkit listrik berbahan bakar batu bara harus memperhatikan

dampak lingkungan yang ditimbulkannya.

Kandidat pembangkit yang digunakan pada penambahan pembangkit di Indonesia

Barat dan Timur cukup bervariasi tergantung pada kapasitas sistem. Untuk sistem

Sumatera misalnya, kandidat PLTU batu bara adalah 100 MW, 200 MW, 300 MW dan

400 MW. Untuk sistem Kalimantan dan Sulawesi, kandidat PLTU batu bara adalah 25

MW, 50 MW dan 100 MW.

Pada sistem Jawa-Bali, kandidat pembangkit yang dipertimbangkan untuk rencana

pengembangan adalah PLTU batu bara ultra supercritical kelas 1.000 MW dan

supercritical 600 MW. Untuk sistem kelistrikan Jawa-Bali, PLN telah merencanakan

PLTU batu bara kelas 1.000 MW dengan teknologi ultra super critical15 untuk

memperoleh efisiensi yang lebih baik dan emisi CO2 yang lebih rendah. Penggunaan

ukuran unit sebesar ini dimotivasi oleh manfaat economies of scale dan didorong oleh

semakin sulitnya memperoleh lahan untuk membangun pusat pembangkit skala besar di

Pulau Jawa. Pertimbangan lainnya adalah ukuran sistem Jawa-Bali telah cukup besar

untuk mengakomodasi unit pembangkit kelas 1.000 MW.

Pengembangan PLTU batu bara skala kecil dan PLTGB (pembangkit listrik tenaga

gasifikasi batu bara) skala kecil merupakan program untuk menggantikan pembangkit

listrik berbahan-bakar BBM pada sistem kelistrikan skala kecil yang belum dapat

dilayani melalui grid extension dalam waktu cukup dekat.

Tabel 3.4 Proyek PLTU yang terdapat dalam buku kps 2012 BAPPENAS

No Nama Proyek Kapasitas Provinsi Status Keterangan

1 PLTU Jateng

2x1000 MW Jateng Sudah

PPA Proses financial closing

2 PLTU Jambi

2x400 MW

Jambi Prioritas Sebetulnya merupakan proyek solicited karena telah direncanaka dalam RUPTL 2010-2019

3 PLTU Sumsel-9

2x600 MW Sumsel Prioritas Solicited

4 PLTU Sumsel-10

1x600 MW Sumsel Prioritas Solicited


PTKKE - BPPT 17

3.4. Proyek Strategis

Beberapa proyek pembangunan PLTU telah direncanakan antara lain:

a. PLTU IPP Jawa Tengah (2x950 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan

sistem pada tahun 2017 dan 2018, serta merupakan proyek kelistrikan pertama yang

menggunakan skema kerjasama pemerintah dan swasta (KPS) dengan Perpres No.

67/2005 jo Perpres No. 13/2010.

b. PLTU Indramayu (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan

sistem pada tahun 2018/2020, dan berlokasi relatif dekat dengan pusat beban di

Jabodetabek. Karena proyek ini menghadapi ketidakpastian perizinan dari Pemda,

PLN mempunyai opsi untuk memajukan jadwal.

c. PLTU Jawa-6 yang berlokasi di Bojonegara juga dimajukan dari tahun 2021 menjadi

2018. Keputusan untuk melakukan opsi tersebut akan diambil PLN setelah ada

kepastian perizinan dari Pemda.

d. PLTU mulut tambang Sumatera Selatan dan transmisi 500 kV HVDC Sumatera–Jawa

dengan kapasitas 3.000 MW.

e. PLTU Jawa-5 2x1.000 MW (2018/2019) sangat strategis karena lokasinya berada

dekat Jakarta dan dapat memasok langsung pusat beban Jakarta melalui transmisi

SUTET yang pendek, sehingga dapat mendukung tegangan sistem 500 kV di

Jakarta, dan pada akhirnya dapat mengurangi pemakaian BBM/LNG di Muara

Karang, Priok dan Muara Tawar.

f. PLTU Jawa-4 berkapasitas 2x100 MW dapat dilaksanakan sebagai proyek PLN atau

IPP untuk memenuhi kebutuhan listrik pada tahun 2019-2020.


PTKKE - BPPT 18

Gambar 3.1 Rencana pembangunan pembangkit PLTU di Pulau Sumatera

Gambar 3.2 Rencana pembangunan pembangkit di Pulau Jawa


PTKKE - BPPT 19

BAB IV PENINGKATAN KINERJA PEMBANGKIT

(DILIHAT DARI SISI TEKNOLOGI)

4.1. Teknologi Peningkatan Kinerja Pembangkit

Dari tabel 2.6 diketahui peningkatan heat rate pembangkit bervariasi antara 2% sampai

dengan 19%. Hal ini menujukkan dinamika penurunan kinerja pembangkit dengan

variasi umur dan teknologi pemeliharaan.

Apabila peningkatan heat rate tersebut dipetakan dalam bentuk diagram balok,

maka akan terlihat seperti pada gambar 4.1.

Gambar 4.1 Peningkatan heat rate pembangkit

Gambar 4.1 memperlihatkan peningkatan heat rate pembangkit, dimana balok

warna biru menunjukkan heat rate pembangkit pada tahun mulai dioperasikan yang

ditunjukkan pada tabel 2.6, sedangkan balok berwarna merah menunjukkan heat rate

pembangkit pada tahun 2011. Adapun angka 1 sampai dengan 9 pada sumbu datar

menunjukkan nomor urut pembangkit yang ditunjukkan pada tabel 2.6.

Apabila peningkatan nilai heat rate tersebut pada gambar 4.1 di tampilkan dalam

bentuk prosentase, maka akan terlihat seperti pada gambar 4.2.


PTKKE - BPPT 20

Gambar 4.2 Prosentase peningkatan nilai heat rate pembangkit

Untuk perbaikan efisiensi dan kinerja pembangkit dilakukan dengan perbaikan

pada boiler dan atau peningkatan kualitas bahan bakar batu bara.

Selanjutnya apabila diperhatikan tabel 2.1 dan tabel 2.3, terlihat bahwa ada usaha

terobosan teknologi untuk meningkatkan kualitas pembangkit dimana ada perbedaan

sistem boiler yang digunakan pada pembangkit dengan usia lebih besar dari 10 tahun

dengan pembangkit yang umurnya kurang dari 10 tahun.

Pembangkit yang umurnya lebih besar dari 10 tahun pada umumnya

menggunakan stoker boiler untuk proses pembakarannya. Sebagai bahan bakarnya

adalah batu bara dengan kadar abu yang tidak terlalu rendah dan berukuran maksimum

sekitar 30 mm. Selain itu, karena adanya pembatasan sebaran ukuran butiran batu bara

yang digunakan, maka perlu dilakukan pengurangan jumlah fine coal yang ikut

tercampur ke dalam batu bara tersebut. Alasan tidak digunakannya batu bara dengan

kadar abu yang terlalu rendah adalah karena pada metode pembakaran ini, batu bara

dibakar di atas lapisan abu tebal yang terbentuk di atas kisi api (traveling fire grate)

pada stoker boiler.


PTKKE - BPPT 21

Gambar 4.3 Typical boiler stocker

Pembangkit yang umurnya kurang dari 10 tahun menggunakan pembakaran

dengan metode fluidized bed combustion (FBC), batu bara diremuk terlebih dulu dengan

menggunakan crusher sampai berukuran maksimum 25 mm. Tidak seperti pembakaran

menggunakan stoker yang menempatkan batu bara di atas kisi api selama pembakaran

atau metode pulverized coal combustion (PCC) yang menyemprotkan campuran batu

bara dan udara pada saat pembakaran, butiran batu bara dijaga agar dalam posisi

mengambang, dengan cara melewatkan angin berkecepatan tertentu dari bagian bawah

boiler. PLTU yang telah disurvei yang menggunkan sistem pembakaran seperti itu

adalah PLTU kelompok 4 unit 1 dan unit 2.


PTKKE - BPPT 22

Gambar 4.4 Proses PLTU kelompok 4 sampai as silo

Proses penanganan batu bara sampai masuk ke silo dilakukan sebagai berikut:

a. Batu bara diperiksa beratnya dengan mengamati berat kapal, kemudian batu bara

tersebut dipindahkan dari tongkang dengan menggunakan 2 (dua) unit Jetti seperti

terlihat pada gambar 4.4. dengan kapasitas 500 ton/jam.

b. Batu bara yang dipindahkan dengan Jetti tersebut dialirkan melalui conveyor menuju

coal yard atau langsung ke crusher untuk selanjutnya dialirkan ke coal silo untuk

dibakar.

c. Batu bara yang ditimbun di coal yard di angkut dengan stacker reclaimer untuk

dialirkan ke crusher untuk dihaluskan.

d. Selanjutnya, dialirkan dengan conveyor menuju coal silo.

e. Kemudian batu bara tersebut di masukkan ke furnace melalui coal feeder.


PTKKE - BPPT 23

PLTU kelompok 4 menggunakan boiler yang mengadopsi teknologi compact

circulated fluidized bed boiler rancangan foster wheeler. Feature utama teknologi

compact CFB adalah compact separator, dimana compact separator tersebut

merupakan peralatan pemisah partikel generasi ketiga hasil pengembangan foster

wheeler. Compact separator berfungsi memisahkan gas panas dengan pasir dan bahan

bakar yang belum terbakar sempurna untuk disirkulasikan kembali. Compact separator

menggunakan prinsip pemisahan partikel seperti cylone tetapi menggunakan dinding

datar untuk memudahkan fabrikasi pipa-pipa uap yang membentuk dinding-dindingnya.

Perbandingan antara boiler stoker dan CBF dapat dilihat pada tabel 4.1.

Tabel 4.1 Perbandingan boiler stoker dan CFB

No. Uraian Stoker CFB 1 Ukuran batu bara 10 – 50 mm 5 – 15 mm 2 Jenis batu bara yang digunakan Wide range Wide range 3 Temperatur pembakaran 700 – 900 oC 850 – 900 oC 4 Efisiensi Boiler Rendah (maks.

82%) Tinggi (maks. 90%)

5 Emisi (pertikulat, NOx, Sox) Tinggi Rendah (injeksi limestone secara langsung mengurangi Sox)

Disamping teknologi boiler tersebut, sedang dikembangkan teknik coal dryer untuk

pemanasan awal batu bara sebelum digunakan untuk pembakaran pada boiler dengan

tujuan meningkatkan kualitas batu bara.

4.2. Analisa Potensi Peningkatan Kinerja Pembangkit

Usaha untuk meningkatkan kinerja dan efisiensi pembangkit listrik telah mulai dilakukan

dengan terobosan teknologi seperti penggunaan sistem pembakaran CBF, yang secara

teoritis mempunyai efisiensi tinggi, ternyata tidak mudah dan masih menghadapi

beberapa kendala. Sebagai contoh salah satu pembangkit listrik yang baru dibangun

sekitar tahun 2008 dengan teknologi CBF sudah mengalami derating kurang lebih 4%.

Apabila dilihat dari sudut performansinya maka dapat dijelaskan sebagai berikut.


PTKKE - BPPT 24

Sejak beroperasinya tahun 2008 indeks performansi yang di pantau adalah faktor

kapasitas (capacity factor), faktor beban (load factor) dan service factor (SF). Faktor

kapasitas didefinisikan sebagai rasio antara produksi kWh bruto selama jam pelayanan

terhadap kWh bruto yang dapat dibangkitkan bila dibebani sesuai dengan kapasitas

terpasang selama jam periode.

%100)(

)(Pr×

×=

PeriodeJamMWTerpasangDayaMWhBrutooduksiCF

Dari data pengoperasian pembangkit diketahui bahwa sepanjang tahun 2010

faktor kapasitas gabungan pembangkit lebih kecil dari 50%, kecuali pada bulan

November faktor kapasitas lebih besar dari 50% namun masih lebih kecil dari 70%.

Pada umumnya faktor kapasitas pembangkit thermal apabila dipakai untuk memikul

beban dasar (base load) berada antara 70% sampai dengan 90%. Dari diskusi yang

dilakukan dengan pihak pembangkit, penyebab rendahnya faktor kapasitas suatu PLTU

karena seringnya pembangkit tersebut mengalami gangguan, sehingga sering

mengalami pemeliharaan yang tidak direncanakan.

Disamping itu rekomendasi dari kontraktor utama pembangunan pembangkit,

bahwa CF unit tahun ke 1 = 65,76 %, tahun ke 2 = 71,24 %, tahun ke 3 = 73,35 %,

tahun ke 4 = 70,96 %. Apabila dibandingkan dengan rekomendasi tersebut, ternyata CF

pembangkit berada jauh di bawah rekomendasi.

Selanjutnya, faktor pelayanan (service factor) yang didefinisikan sebagai rasio

antara jumlah jam pelayanan pada satu periode dengan jumlah jam pada periode

tersebut. Service factor (SF) bervariasi sesuai dengan tugas pembangkit. Apabila

pembangkit dioperasikan kontinyu maka SF akan lebih besar dari 90%, apabila ditugasi

memikul beban dasar (base load) SF akan bervariasi antara 50% sampai dengan 90%,

apabila ditugasi sebagai cycling, maka SF berada di antara 10% sampai dengan 50%,

apabila ditugasi sebagai peaking, maka SF mulai dari 1% sampai dengan 10% dan

apabila hanya standby maka SFnya lebih kecil dari 1%.


PTKKE - BPPT 25

Berdasarkan pada data pengoperasian pembangkit diketahui bahwa pembangkit

tersebut bertugas memikul beban dasar, SFnya bervariasi antara 50% sampai dengan

90%. Dari gambar 4.2 di atas terlihat bahwa sebagian besar SFnya berada pada kisaran

tersebut, kecuali pada bulan Agustus yang hanya 37,56% dan bulan September yang

lebih rendah lagi yaitu 8,604%. Hal ini diduga karena walaupun pembangkit relatif masih

baru, namun sering mengalami gangguan yang cukup serius seperti boiler bocor dan

lain-lain.

Hal-hal tersebut bukan berarti pilihan teknologi yang dilakukan tidak tepat,

melainkan beberapa hal pendukung teknologi tersebut belum optimal, antara lain

material yang digunakan pada pembuatan boiler diduga belum tepat sehingga mudah

tergerus dan bocor. Hal lain yang diduga belum tepat adalah pemilihan sistem kontrol

dan proteksi bahan bakar dan boiler. Selain itu, di bidang penanganan batu bara, dapat

pula dievaluasi beberapa pilihan teknologi untuk meningkatkan kualitas batu bara. Saat

ini teknologi yang dipilih adalah dengan coal dryer dan coal blending. Beberapa

teknologi pengering batu bara yang tersedia dipasaran internasional seperti terlihat

pada tabel 4.2.

Tabel 4.2 Pengering batu bara yang tersedia di tingkat internasional

Teknologi Sumber Energi Primer Company Fluidized Bed Dryer Waste heat from power plant

condenser (~50 °C), aux load for

fans & pumps

Great River Energy (USA) Lehigh University (USA)

Fluidized Bed Dryer Low temperature steam from

power plant turbine; aux. load for

fans & pumps

RWE (WTA Process) Alsthom Power

BinderlessBriquetter Heat from burning coal in furnace -

flash dryer White Energy (Australia)

PyrolysisSystem Both heat and power from power

plant Evergreen Energy

(USA) UBC Process Power & Kerosene as Binder for

briquettes Kobe Steel

Microwave Dryer Power –lots of it! CoalTek(USA) AMTECH (USA)


PTKKE - BPPT 26

Dalam paper elektronik di dunia maya diperoleh informasi bahwa ada beberapa

PLTU yang berusaha menggunakan pengering batu bara untuk meningkatkan kualitas

batu baranya sebelum digunakan di boiler antara lain:

a. PLTU yang mulai beroperasi pada akhir tahun 2011 dengan kapasitas 2 x 150 MW

dan merupakan PLTU mulut tambang dengan bahan bakar batu bara yang

ditambang pada lokasi sekitar PLTU. Namun karena nilai kalor batu bara tersebut

tergolong rendah dan kadar air tinggi, maka pada PLTU tersebut dibangun alat

pengering batu bara. Dengan adanya alat pengering batu bara tersebut maka nilai

kalor batu bara tersebut dapat ditingkatkan sehingga sesuai dengan spesifikasi teknis

boiler.

b. Suatu perusahaan swasta membeli alat pengering batu bara dari China untuk dapat

menaikkan nilai kalor batu bara menjadi 5.400 kcal/ kg hingga memenuhi syarat.

Dengan metoda upgrading tersebut, maka perusahaan tersebut dapat memasok batu

bara sebanyak 20.000 ton/bulan atau seperempat dari kebutuhan PLTU. Alat yang

beroperasi sejak bulan Juli 2012 tersebut merupakan jenis direct contact, dimana

sumber panas bersinggungan langsung dengan batu bara kalori rendah (Lignite, Sub

Bituminus), sedangkan panas untuk pengeringan memakai gas buang (flue gas) dari

pembakaran batu bara di furnace.

c. PLTU berkapasitas 2 x 315 MW yang dirancang untuk beroperasi dengan bahan

bakar batu bara dengan nilai kalor sebesar 4.120 kcal/ kg. Namun karena batu bara

yang tersedia mempunyai nilai kalor yang lebih rendah serta moisture yang lebih

tinggi, maka hasil heat rate PLTU lebih tinggi dari nilai desain. Hal tersebut berarti

efisiensi PLTU lebih rendah dari desain, dan biaya pemeliharaan meningkat. Untuk

mengatasi permasalahan tersebut, maka saat ini di PLTU sedang dipasang peralatan

untuk uji coba alat pengering batu bara (coal drier) dengan sistem memanfaatkan

fluida panas dari pembakaran batu bara pada tungku cyclone burner. Kapasitas

desain coal drier PLTU tersebut adalah sebesar 200 ton/jam, atau 1,4 juta ton/tahun.

Kapasitas tersebut diharapkan dapat melayani PLTU dengan kapasitas 315 MW.

d. Prototype alat pengering batu bara PLN puslitbang pada tahun 2011, yang dibangun

para peneliti dari PLN puslitbang ketenagalistrikan dan mengoperasikannya pada

skala laboratorium dengan kapasitas 1 ton batu bara per jam. Proses pengeringan


PTKKE - BPPT 27

menggunakan gas buang (flue gas) dengan tujuan mengurangi resiko terbakar

sendiri (self combustion) dan memanfaatkan panas dari gas buang tersebut. Pada uji

coba pengeringan dengan temperatur flue gas 150 oC, diperoleh kenaikan nilai kalor

sebesar 500 – 600 kcal/kg, sedangkan jika temperatur pengeringan dinaikkan

menjadi 160 oC diperoleh kenaikan nilai kalor hingga 900 kcal/kg. Dengan

keberhasilan tersebut direncanakan dapat dilakukan ujicoba untuk membangun alat

yang sama dengan kapasitas yang lebih besar di lapangan.

e. Uji coba pengering batu bara di BPPT dilakukian pada tahun 2011 di laboratorium

BPPT di Serpong pada skala laboratorium. Alat yang merupakan produksi luar negeri

tersebut adalah steam tube drier yang memakai uap air sebagai pemanas. Uap air

tersebut dialirkan pada pipa-pipa yang terdapat pada tabung berputar yang diisi batu

bara. Di luar negeri produk alat tersebut telah beroperasi dan dipakai baik pada

pembangkit listrik maupun cooking coal.

Gambar 4.5 Teknologi steam tube drying (STD)

Berdasarkan pada hal-hal tersebut di atas, walaupun belum ada laporan atau

analisa tentang penggunaan pemanas batu bara tersebut, namun sudah ada usaha

untuk melakukan perbaikan kualitas batu bara untuk meningkatkan kinerja beberapa

pembangkit listrik PLTU yang nantinya dapat juga diterapkan pada PLTU yang umurnya

sudah lebih besar dari 10 tahun.


PTKKE - BPPT 28

BAB V TEKNOLOGI PEMBANGKIT MASA DEPAN

5.1. Karakteristik Pembangkit Masa Depan Berbahan Bakar Batu Bara

Karakteritik suatu pembangkit merpuakan suatu korelasi antara parameter-parameter

rancangan, pembangunan dan operasi dari suatu pembangkit. Parameter itu antara lain

biaya pembangunan, biaya operasi dan pemeliharaan, biaya lingkungan, efisiensi

pembangkit, heat rate, specific fuel consumption serta parameter ekonomi dan finansial

dari pembangunan pembangkit. Pada laporan ini dibahas hasil studi literatur

karakteristik pembangkit masa yang berbahan bakar batu bara.

Teknologi pembangkit masa depan berbahan batu bara adalah teknologi

pembangkit yang mempunyai efisiensi yang tinggi, heat rate yang rendah serta biaya

produksi dan biaya lingkungan yang relatif rendah serta kehandalan yang tinggii.

Karakteristik pembangkit seperti itu beroperasi pada tekanan dan temperatur uap yang

tinggi.

Teknologi yang mempunyai karakteristik seperti itu dapat diklasifikasikan sebagai

berikut :

a. Berdasarkan pada parameter operasi uap (tekanan dan temperatur).

b. Berdasarkan pada teknologi pembakaran.

c. Berdasarkan pada teknologi lingkungan.

5.2. Teknologi Super Critical Dan Ultra Super Critical Boiler

Pemilihan teknologi pembangkit untuk memenuhi kebutuhan listrik jangka panjang

memerlukan pertimbangan dari berbagai aspek, seperti keekonomian, keandalan,

ketersediaan sumber energi primer, isu lingkungan, sosial dan politik. PT. PLN (Persero)

telah menginventarisasi teknologi pembangkit yang mempunyai prospek untuk

dimanfaatkan jangka panjang berdasarkan pada kriteria ketidakpastian dan dampak dari

pembangunannya. Teknologi pembangkit yang prospektif untuk dikembangkan adalah


PTKKE - BPPT 29

yang mempunyai ketidakpastian yang rendah dan mempunyai dampak yang besar.

Teknologi pembangkit yang prospektif tersebut diantaranya adalah PLTP, PLTU sub-

critical, supercritical dan ultra super critical boiler, seperti ditunjukkan pada gambar 5.1.

Saat ini, kebanyakan PLTU terutama yang berkapasitas besar masih

menggunakan metode pulverized coal combustion (PCC) untuk pembakaran bahan

bakarnya. Hal ini karena sistem PCC merupakan teknologi yang sudah terbukti dan

memiliki tingkat kehandalan yang tinggi. Upaya perbaikan kinerja PLTU ini terutama

dilakukan dengan meningkatkan suhu dan tekanan dari uap yang dihasilkan selama

proses pembakaran. Perkembangannya dimulai dari sub critical steam, kemudian super

critical (SC) steam, serta ultra super critical (USC) steam. Teknologi super critical dan

ultra super critical boiler mempunyai efisiensi pembangkit lebih tinggi dibandingkan

dengan teknologi sub critical boiler dan mempunyai kapabilitas untuk menurunkan

konsumsi batu bara relatif terhadap keluran daya (power output) sehingga menurunkan

emisi karbon dioksida (CO2).

Dampak

Hijau: Riset & PengembanganMerah: KomersialKuning: PilotAbu-abu: Deploy

2 1

3 4

Fuel Cell CCS

IGCC

SmallCBM

LargeCBM

PLTN

Ocean Concen-trated

ThermalSolarPanel

Small Coal Gass.

PLTB

PV

PLTU Biomasa

BBN

BiomasaGas

LandfillGas PLTA

besar

PLTP

PumpedStorage

USC

SC

Sub-C

LNGCC

GasCC

Sumber: PT PLN (Persero)

Gambar 5.1 Teknologi pembangkit yang prospektif

Gambar 5.2 memperlihatkan diagram temperatur – entropi dari proses

pembentukan uap di dalam boiler. Pada gambar ini dapat dilihat perbandingan

parameter operasi teknologi super critical dan ultra super critical. Semakin tinggi

temperatur dan tekanan uap semakin tinggi perbedaan temperatur antara sisi masuk

dan keluar turbin dengan kata lain semakin tinggi perbedaan entalpi antara sisi masuk


PTKKE - BPPT 30

dan keluar turbin. Sehingga daya yang dihasilkan turbin semakin tinggi dan efisiensi

pembangkit semakin meningkat.

Gambar 5.2 Teknologi super critical boiler

Kenaikan tekanan dan temperatur uap panas lanjut di atas 221 bar dan 374,5 oC

akan menghasilkan uap super critical. Efisiensi PLTU yang beroperasi menurut siklus

rankine akan meningkat sejalan dengan meningkatnya tekanan dan temperatur uap

panas lanjut (super heated steam) yang dihasilkan boiler dan selanjutnya masuk ke

dalam turbin yang menghasilkan tenaga mekanik.

Gambar 5.3 Tekanan dan temperatur uap utama (Sumber Doosan Babcock Energy)


PTKKE - BPPT 31

Gambar 5.3 memperlihatkan tekanan dan temperatur untuk beberapa jenis boiler.

Perbedaan utama antara super critical dan ultra super critical adalah temperatur uap

yang dihasilkan boiler yaitu mencapai 600 oC dengan tekanan 240-300 bar dan dapat

meningkatkan efisiensi sedikitnya 8 %. Temperatur uap antara di atas 700 oC

dikategorikan sebagai advanced ultra supercritical (AUSC) boiler. Perkembangan mulai

dari supercritical sampai AUSC ditunjukkan pada tabel 5.1. Mature USC saat ini sudah

digunakan secara komersial di Eropa, Jepang dan China. Sedangkan teknologi AUSC

saat ini masih dalam tahap pengembangan.

Temperatur uap yang lebih tinggi menyebabkan perbedaan temperatur antara uap

dan flue gas juga meningkat sehingga dibutuhkan luas permukaan perpindahan panas

superheater dan reheater semakin besar. Temperatur air umpan mempunyai efek yang

besar terhadap ukuran permukaan pemanasan dari alat pendingin flue gas.

Tabel 5.1 Perbandingan karakterisasi pembangkit berdasarkan pada parameter spesifikasi uap

No. Boiler Spesifikasi Uap Tekanan Temperatur

1 Supercritical 221.4 Bar 374 oC 2 Ultra Supercritical 275 Bar 600 oC 3 Mature USC 280 Bar 620 oC 4 Advanced USC 300 Bar 700 oC

Gambar 5.4 Perkembangan efisiensi dari PLTU

(Sumber Doosan Babcock Energy)


PTKKE - BPPT 32

Pengembangan teknologi boiler dalam pencapaian efisiensi yang lebih tinggi

dengan parameter uap dari USC boiler bergantung pada ketersediaan material yang

mempunyai tegangan ijin (allowable stress) yang lebih tinggi pada temperatur tinggi.

Material dapat berupa campuran nikel (new nickel alloy), ferritic maupun austenitic.

Untuk temperatur uap yang mencapai 550 oC maka dapat dibuat dari material ferritic

atau martencitic. Sedangkan untuk temperatur 600 oC maka material dari superheater

baik untuk bagian boiler tekanan tinggi maupun reheater harus dibuat dari austenitic.

Pemilihan material pada suhu tinggi harus mempertimbangkan parameter kekuatan,

sifat korosi pada sisi gas buang dan sifat oksidasi pada sisi uap. Kondisi Uap sampai

300 bar pada suhu 600-620oC dapat digunakan steel dengan campuran 12%

kandungan chromium. Kondisi uap sampai 315 bar pada suhu 620-640 oC digunakan

austenite. Kondisi uap 350 bar pada suhu 700-720 oC digunakan nickel-based alloys.

Pada tabel 5.2 diperlihatkan pemilihan material yang tersedia untuk superheater pada

temperatur tinggi.

Salah satu contoh manufaktur yang berpengalaman mengembangkan dan

memverifikasi material baru untuk pembangkit yang bekerja pada temperatur tinggi

adalah mitsubishi heavy industry (MHI). Gambar 5.4 memperlihatkan pengaruh

pemilihan material main steam pipe untuk parameter operasi (25,1 Mpa dan 600 oC).

Untuk menjaga kehandalan dan untuk melakukan preventive maintenance maka perlu

dilakukan evaluasi menyeluruh umur dari material yang dipilih, MHI telah

mengembangkan teknologi praktis dan sistimatis khususnya teknologi non destructive

evaluation (NDE) dan non destructive inspection (NDI).

Pengembangan dari chromium steels seperti P91, P92 atau E911 memungkinkan

temperatur uap sampai 620 oC dan tidak perlu menggunakan material austenitic untuk

thich walled components dari superheater. Pada waktu dekat, perkembangan terakhir

dari NF12 dan SAVE12 dapat memperlebar batas implementasi dari uap-uap utama

dengan tekanan yang moderat dan mencapai temperatur 650 oC. Program

pengembangan saat ini sedang dilaksanakan oleh EPRI dan OCDO dengan tekanan

uap masing-masing 375 bar dan 379 bar dengan temperatur masing-masing 700/720 oC

dan 730/760 oC. Efisiensi pembangkit akan naik 1% setiap kenaikan 20 oC temperatur

uap.


PTKKE - BPPT 33

Tabel 5.2 Material tube superheater yang tersedia (sumber seimen)

Maximum HP Steam Creep Rupture Strength *

Temperature limited by Corrosion

Approved by

X3CrNiMoN1713 595 580 EN

AC66 605 620 VdTUV

Esshete 615 580 VdTUV / BS

TP 347 H (FG) 620 600 VdTUV / ASME MITI

Super 304H (FG) 635 600 ASME / MITI

NF 709 345 620 MITI

HR 3C 630 630 VdTUV / ASME MITI

Save 25 655 630 Under development / MITI

Alloy 617 A130 685 720 Under development


PTKKE - BPPT 34

Gambar 5.5 Kondisi parameter uap optimum untuk

berbagai material (Sumber Siemen)

Gambar 5.6. Sifat mekanik dari beberapa material

(Sumber Doosan Babcock Energy)

5.3. Teknologi Circulating Fluidized Bed (CFB)

Fluidized bed combustor (FBC) adalah sebuah tungku pembakar yang menggunakan

media pengaduk seperti pasir kuarsa, silika, dan media lainnya sehingga akan terjadi

mixing yang homogen antara gas/udara dengan butiran-butiran media tersebut. Sistem


PTKKE - BPPT 35

ini menggunakan konsep turbulensi benda padat yang terjadi pada proses pembakaran,

dimana dalam proses tersebut timbul juga perpindahan panas dan massa yang tinggi

dalam mekanisme pembakaran. Generasi kedua dari teknologi ini dikenal dengan

circulating fluidized bed combustor (CFBC) atau sering disingkat CFB saja. Pada CFB,

partikel batu bara yang belum terbakar (unburned coal) disirkulasikan kembali ke ruang

bakar sehingga memungkinkan tercapainya efisiensi pembakaran yang lebih tinggi.

Salah satu pembangkit di Indonesia yang memanfaatkan teknologi CFB adalah

PLTU Tarahan berlokasi di Desa Rangai Tri Tunggal (Desa Tarahan), Kecamatan

Ketibung, Kabupaten Lampung Selatan, Provinsi Lampung. Terletak di tepi Teluk

Lampung yang berjarak 15 km dari pusat Kota Bandar Lampung ke arah Timur. Lahan

seluas 62,84 Ha digunakan untuk power plant, intake, discharge dan base camp. PLTU

kelompok 3 unit 3 dan 4 menggunakan bahan bakar batu bara dari terminal batu bara

yang dioperasikan oleh PT. Bukit Asam. Batu bara ditransportasikan dari terminal batu

bara melalui belt conveyor melintasi jalan lintas Sumatera menuju coal silo di area

pembangkit sebelum ditransfer ke ruang bakar boiler.

PLTU kelompok 3 memanfaatkan teknologi boiler CFB (circulating fluidized bed)

dengan kapasitas produksi uap per unit 400 ton/jam untuk memutar turbin generator

pada pembebanan 100 MW. Konsumsi batu-bara untuk kapasitas tersebut berkisar 50

ton/jam dengan kandungan ash content (fly ash dan bottom ash) sebesar 5% yang akan

disaring oleh bag filter dengan efisiensi 99,95%. Abu dari bag filter dan bottom furnace

boiler selanjutnya dikumpulkan di ash disposal area seluas sekitar 11 Ha.

Umumnya PLTU batu bara akan berkaitan dengan hasil pembakaran batu-bara

dan polutan dalam flue gas yang mengandung SO2, NOX dan partikulat. Partikulat

berupa abu disaring dengan alat bag filter. NOX direduksi dengan low temperature firing

dalam furnace CFB, sedangkan SO2 direduksi dengan injeksi limestone (CaCO3) ke

dalam furnace CFB selama proses pembakaran batu bara pada temperatur 850o C

untuk mengikat SO2. Flue gas setelah melewati bag filter disalurkan ke chimney

(cerobong) setinggi 150 m yang berfungsi sebagai pendispersi flue gas sehingga batas

emisi flue gas yang dibuang ke lingkungan sesuai dengan keputusan menteri negara

lingkungan hidup No. 13 Tahun 1995 tanggal 7 Maret 1995 mengenai baku mutu emisi


PTKKE - BPPT 36

untuk PLTU berbahan bakar batu bara (berlaku efektif tahun 2000) yaitu: total partikel <

150 µg/m3, SO2 < 750 µg/m3, NO2 < 850 µg/m3.

PLTU CFB di Tarahan mempunyai beberapa komponen penting, yaitu:

a. CFB sistem: sirkulasi batu-bara yang belum terbakar di furnace melalui cyclone

sehingga pembakaran lebih sempurna.

b. Coal transfer: menggunakan belt conveyor tertutup sehingga mengurangi polusi

udara oleh debu batu-bara.

c. Coal storage: menggunakan ruang penyimpanan batu-bara secara tertutup sehingga

mengurangi polusi udara oleh debu batu-bara.

d. Injection of limestone: kapur dinjeksi ke dalam furnace untuk mereduksi kandungan

emisi SO2 di flue gas.

e. Ash disposal area: menggunakan lapisan pengaman rembesan terbuat dari polimer

berdensitas tinggi (HDPE).

5.3.1 Sistem kerja teknologi CFB

Sistem kerja CFB di PLTU Tarahan ditunjukkan pada gambar 5.7. Sistem ini telah

mendapatkan sertifikasi ISO SMT (sistem manajemen terpadu) dan diharapkan menjadi

karya inovasi tingkat nasional. Dari sisi sistem manajemen K3 (SMK3) telah

mendapatkan bendera emas dan juga penilaian proper mendapat kategori biru.

CFB adalah teknologi boiler yang menggunakan sistem pembakaran bersirkulasi

melalui 3 (tiga) peralatan utama, yaitu:

a. Furnace: ruang pembakaran.

b. Cyclone: ruang pemisah antara flue gas dan batu-bara yang belum terbakar

berdasarkan beda berat jenis.

c. Backpass: pemanfaatan kalori dari flue gas.

Proyek PLTU Tarahan dibangun dengan konsep yang ramah lingkungan karena

memiliki:


PTKKE - BPPT 37

a. Waste water treatment plant, mengolah limbah cair sehingga aman dibuang ke

lingkungan.

b. Ash handling system, mengolah limbah abu sehingga tidak mencemari lingkungan.

c. CFB system, yang mensirkulasikan kembali batu bara yang belum terbakar di furnace

dengan effisien, sehingga pembakaran lebih baik dan emisi buangan SOx dan NOx

yang lebih rendah.

Building 2House

HotwellBFP

150kV

SW/Y

CP

CWP

Generator.

TURBINE

CONDENSOR

LPH1HPH1

FDB

PAF

SAF

IDF MAIN TRAFO

STEAM DRUM

BAGHOUSE

CYCLONEBACK PASS FURNACE

COAL SILO

CHIMNEY

ASH DISPOSAL AREA

DISCHARGE PIPE

DEAERATOR

1

2

PT. BA COAL YARD

COAL CRUSHER3

4

COAL BUNKER

LPH2

HPH2

Gambar 5.7. Sistem kerja CFB di PLTU Tarahan

5.3.2 Bolier CFB

Spesifikasi boiler CFB di PLTU Tarahan ditunjukkan pada tabel 5.3 sedangkan sketsa

bagian-bagian dari turbin CFB ditunjukkan pada gambar 5.8. Batu bara yang dibakar

dalam boiler sebanyak 48.15 ton/hari yang akan menghasilkan uap 351.09 ton/hari.


PTKKE - BPPT 38

Tabel 5.3 Spesifikasi boiler

Parameter Satuan Rating Load 100 % Rating Fuel Coal (± 4900 kkal/kg) Main Steam Flow Ton/hr 351.09 Feedwater Temperature °C 235 Superheater Outlet Temp. °C 541 Superheater Outlet Press. Kg/cm²g 129 Gas temperature Leving Air Heater °C 124 Air temperature Leaving Air Heater, PA/SA °C 233 / 227 Fuel Fired Ton/hr 48.15 Limestone Flow Ton/hr 0.925 Efficiency % 87.95 Excess Air Leaving Economizer % 20

SEALPOT

SU BURNER

COAL BUNKER

GRAVITY FEEDER

COLD PA

FA BLOWER

LIMESTONE FEEDING

BOILER DRUM

DESUPERHEATER 2

DOWN

COMER

PANEL SUPER HEATER &

EVAPORATOR

REFRACTORY

ECONOMIZER

LOW TEMP. SUPERHEATER

FINISHING SUPERHEATER

DESUPERHEATER 1

MAIN STEAM

FROMBFP

FURNACE

CYCLONE

TO BAGHOUSE

TO FLYASH

SILO

BACK PASS

NOZZLES

ASH SCREWSTO

BOTTOMASH SILO

LOWER SA

TUBULAR AIR

HEATER

PA/SA FAN

HOT PA

HOT PA

COLD SA/PA

HOT SA/PA

UPPER SA

HOT

SECONDARY

AIR

HOT

SECONDARY

AIR

Gambar 5.8. Sketsa boiler CFB Tarahan


PTKKE - BPPT 39

Tabel 5.4 Boiler type and furnace contruction (Sumber Babcock-Hitachi K.K)


PTKKE - BPPT 40

Gambar 5.9. Jenis burner pada boiler

5.4. Efisiensi Dan Emisi

Penggunaan teknologi SC dan USC diharapkan dapat meningkatkan efisiensi

pembangkit yang pada akhirnya akan mengurangi emisi CO2. Peningkatan efisiensi

sekitar 8% akan menurunkan emisi CO2 sekitar 17%. Secara garis besar hubungan

antara peningkatan efisiensi dan penurunan emisi dapat ditunjukkan pada gambar 5.10.

Gambar 5.10. Hubungan antara peningkatan efisiensi dan penurunan emisi


PTKKE - BPPT 41

BAB VI SYSTEM PENDUKUNG OPERASI JARINGAN (SPOJ)

6.1. Pembangunan Jaringan Untuk Interkoneksi HVDC – 500 kV

Melihat kenyataan bahwa banyak potensi batubara kalori rendah di P. Sumatra,

sedangkan pusat beban terbesar di Indonesia adalah pada sistem Jawa-Bali, maka

pemerintah telah mendorong berbagai pihak untuk program PPP (public, private

patenrship) untuk membangun pembangkit listrik di mulut tambang yaitu PLTU Sumsel 8

(2x600 MW), PLTU Sumsel 9 (2x600) serta PLTU Sumsel 10 (1x600 MW) yang

direncanakan secara bertahap selesai pada tahun 2018, yang kesemuanya akan

disalurkan melalui HVDC 500 kV ke P. Jawa maupun ke Malasyia. Pembangunan PLTU

dan transmisi HVDC ini perlu sinkronisasi agar jangan sampai transmisi / jaringan sudah

terbangun akan tetapi pembangkitnya belum ada demikian juga sebaliknya

pembangkitnya sudah mengeluarkan tenaga lsitrik akan tetapi belum dapat disalurkan

baik ke Jawa maupun ke Malaysia. Konfigurasi antara PLTU dan jaringan dapat dilihat

pada gambar 6.1.

Gambar 6.1 Transmisi HVDC 500 kV sepanjang 520 km


PTKKE - BPPT 42

6.2. Posisi FACTS Divice dalam Sistem jaringan HVDC Sumatra – Jawa.

Flexible AC transmisi system (FACTS) diperlukan untuk memperbaiki stabilitas sistem,

dimana dalam sistem HVDC “short circuit level” tidak terlalu diperhitungkan dibanding

sistem HVAC.

Gambar 6.2 merupakan contoh penerapan FACTS device pada sistem transmisi

disalah satu negara yang dapat menggunakan converter type LCC (line comutation

converter) atau VSC (voltage source comutation). Disamping penggunaan converter

dan FACTS divice di atas ada beberapa divice yang perlu ditambahkan seperti misalnya

penggunaan static var compensator (SVC), static syncronous compensator

(STATCOM), fixed series compensation (FSC), static frequency converter (SFC) dan

voltage source converter (VSC-HVDC) untuk mendukung sistem jaringan transmisis

HVDC, walaupun masih banyak kekurangan dan kelebihan dibandingkan technologi

LCC diantaranya adalah:

a. LCC HVDC

• Current-sourced.

• Line-commutated , sehingga membutuhkan jaringan AC yang kuat.

b. VSC HVDC

• Voltage-sourced.

• Self-commutated, jaringan AC dapat lebih lemah dibandingkan LCC.

Mengingat station converter-inverter ± 500 kV bipolar ini terletak di daerah Bogor

“X” dan akan masuk jaringan transmisi 500 kV jalur selatan (Depok III–Tasikmalaya–

Klaten) yang jaringan AC nya relatif stabil, maka pilihan penggunaaan LCC lebih

dimungkinkan daripada VSC.


PTKKE - BPPT 43

Gambar 6.2. Contoh penerapan FACTS pada sistem jaringan Sumber : Franklin Institute 2006

6.3. Dasar Control System Pada Sistem HVDC

Secara khusus, sebuah metode pengontrolan pengoperasian secara terus menerus

perlu dilakukan agar HVDC dapat terus beroperasi walaupun terjadi gangguan dalam

sistem AC.

Beberapa sistem dasar pengontrolan perlu dipertimbangkan dalam pelaksanaan

project HVDC diantaranya adalah:

a. Automatic current, voltage, power dan minimum sudut kontrol. Metode standart

control dari ACR (automatic current regulation), AVR (automatic voltage regulator),

VDCOL (voltage depend current order limitation) dan AGR (automatic gamma

regualation).

b. Automatic frequency and emergency power control. Sistem DC pada dasarnya dapat

membantu memperbaiki seluruh sistem AC performace dan keamanan dengan

fungsi-fungsi arus vs gangguan yang berbeda dengan beroperasi sebagai AFC

(automatic frequency control) untuk menstabilkan sistem AC maupun sistem DC.


PTKKE - BPPT 44

c. Control pengoperasian yang kontinyu. Di dalam sistem HVDC konvensional, jika

terdeteksi AC voltage drop yang disebabkan karena gangguan AC dekat station

konverter, operasi bypass temporary atau temporary “blocking” dari DC sistem

diadopsi untuk menghindari kegagalan komutasi pada umumnya. Hal seperti tersebut

di atas akan terjadi “delayed recovery” dari sistem HVDC sekitar 200 atau 500 ms

setelah gangguan dihilangkan yang mungkin dapat mengakibatkan serious effec

transient stability. Hal seperti ini perlu dihindari.


PTKKE - BPPT 45

BAB VII KESIMPULAN DAN REKOMENDASI

7.1. Kesimpulan

Kesimpulan yang dapat diambil dari pembahasan pada bab-bab sebelumnya antara

lain:

a. Kapasitas PLTU yang disurvei adalah sebesar 4.200 MW atau 39% dari 10.670 MW

yang ada di sistem Jawa-Bali, dan 600 MW atau 45% dari 1.330 MW yang ada di

sistem-sistem Indonesia bagian Barat dan sistem-sistem Indonesia bagian Timur.

b. PLTU yang disurvei, baik yang berumur di atas 10 tahun maupun yang berumur di

bawah 10 tahun sebagian besar mengalami derating lebih besar atau sama dengan

4%.

c. Telah dilakukan terobosan teknologi pada pembangkit yang berusia di bawah 10

tahun dengan menggunakan sistem pembakaran CBF, walaupun hasilnya tidak lebih

baik dari PLTU sebelumnya.

d. Belum berhasilnya terobosan teknologi tersebut bukan disebabkan jenis teknologi

yang diperkenalkan, melainkan persoalan material dan sistem kendali.

e. Telah dilakukan terobosan teknologi pada penanganan batu bara, walaupun belum

ada laporan/analisa tentang dampaknya.

f. Teknologi pemanfaatan dan pengembangan batu bara muda atau lignete yang

banyak terdapat di Indonesia khususnya di pulau Sumatra, guna mendukung

pembangunan pembangkit listrik berbahan bakar batu bara (PLTU) masih banyak

memerlukan inovasi – inovasi baru khususnya bagi PLTU mulut tambang yang

sangat mungkin diterapkan untuk PLTU Sumsel 9 dan PLTU Sumsel 10.

g. Teknologi pengering batu bara atau coal drying, saat ini banyak terdapat di dunia

akan tetapi masing-masing teknologi perlu dikaji kelayakannya untuk diterapkan di

Indonesia, mengingat rata-rata calorivic value dari brown coal/ lignite yang terdapat di

Indonesia dan di suplai oleh perusahaan pertambangan adalah sekitar ± 3820 kkal/kg


PTKKE - BPPT 46

(raw coal) yang dicampur dengan batu bara dari PT. Bukit Asam (Persero) yang

mempunyai calorivic value lebih baik ± 4520 kkal/kg (LHV) dan telah melakukan

kontrak dengan PT. PLN (Persero).

h. Untuk PLTU program 10.000 MW tahap I dan tahap II, study perbandingan untuk

penerapan teknologi “coal drying” perlu dilakukan secara comprehensif antara

teknologi STD (steam tube drying), teknologi cyclone burner dan teknologi flue gas,

agar penerapan teknologi yang menyangkut kapasitas dan perawatan dari coal

drying cukup aman, handal dan cost effektif, tidak menggangu operasi PLTU.

7.2. Rekomendasi

Pelaksanaan FTP 1 PLTU batu bara yang telah COD (commercial operating date), yaitu

PLTU Labuan, PLTU Rembang dan PLTU Teluk Naga, perlu dilakukan kajian tentang

penerapan coal drying agar kinerja dari PLTU sesuai dengan kinerja yang diharapkan

dalam spesifikasi kontrak.


PTKKE - BPPT 47

Daftar Pustaka [1] BPPT, Laporan Audit Teknologi Pembangkit Listrik Di Indonesia. 2011

[2] Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2012-2021

[3] Clean Coal Technology Selection Study, Final Report, Black & Veatch, January

2007.

[4] https ://edisugianto.wordpress.com/2010

[5] Power Generation from Coal, Measuring and Reporting Efficiency Performance and

CO2 Emission, Coal Industry Advisory Board

[6] Clean Coal Technology Selection Study, Final Report, Black & Veatch, January

2007.

[7] Power Generation from Coal, Measuring and Reporting Efficiency Performance and

CO2 Emission, Coal Industry Advisory Board.

[8] Joachim Franke and Rudolf Kral, Supercritical boiler technology for future market

conditions,Siemens Power Generation, Presented at Parsons Conference 2003.

[9] Dr David Smith, Advanced Supercritical Boiler Technologies, Official Opening of

the OxyCoalTM Clean CombustionTest Facility, Technical Seminar.

[10] Hajime Kimura, Junichiro Matsuda, Kazuhito Sakai, SUPERCRITICAL SLIDING

PRESSURE OPERATION BOILER AND APPLICATION FOR OVERSEAS

UTILITY, Babcock-Hitachi K.K.

[11] http:// www.wartatambangkaltim.com.

daya dukung pembangkit listrik

Documents