MAKALAH PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK

Pembangkit Listrik Tenaga Uap

DI SUSUN OLEH :

KELOMPOK V

EKORISKIYANTO (521412061)

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS NEGERI GORONTALO

2014

1

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala rahmat dan karunia-

Nya, sehingga kami dapat menyelesaikan makalah tentang pembangkit listrik tenaga uap .

Makalah ini disusun untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam mengikuti mata kuliah

Pembangkit Tenaga Listrik. Semoga makalah ini bermanfaat untuk pembaca dan penulis pada

umunya. Dan untuk perbaikan makalah ini selanjutnya diharapkan kritik dan saran yang

membangun.

Gorontalo,20 Desember 2014

Penulis

2

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ................................................................................................................... 1

DAFTAR ISI ………………………………………………………………………………….… 2

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang …................................................................................................... 3

1.2 Ruang Lingkup ……………………………………………………………........... 3

1.3 Manfaat dan Tujuan ……………………………………………………………... 3

BAB II Pembahasan

2.1 Perkembangan PLTU di Indonesia ……...……………………...………............. 5

2.2 Perkembangan PLTU di Indonesia ........................................................................ 5

2.3 Bagian-Bagian PLTU ….…………….................................................................... 8

2.4 Siklus PLTU …………….………………………...…………………………… 19

2.5 Sistem Bahan Bakar PLTU Batu Bara …………………………………………. 20

2.6 Sistem Bahan Bakar Minyak PLTU …………………………………………… 22

2.7 Keuntungan dan Kerugian PLTU …………………………………………….... 24

2.8 Daftar PLTU di Indonesia ……………………………………………………... 25

2.9 Permasalahan Utama PLTU ……………………………………………………. 26

2.10 Prospek di Indonesia ………………………….................................................... 27

BAB III Penutup

Kesimpulan ........................................................................................................................ 9

DAFTAR PUSTAKA …………………………………………...…………………………….. 10

3

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Selama berabad-abad, manusia telah mengamati tentang proses terjadinya listrik. Merka

telah beberpa kali melakukan percobaan guna mendapatkan pemecahan taka-teki tentang

kelistrikan.Banyak tkoh-tokoh yang berhasil mengungkap dan membuat suatu penemuan

yang erat kaitannya fengan dunia listrik diantaranya Michael Faraday dengan salah satu hasil

kegiatannya adalah tentang rotasi electromagnetik. Hasil penemuannya ini merupakan dasar

terpentin dari perkembangan dunia listrik berikutnya.Penemuan tersebut terus dikembangkan

dalam berbagai alat listrik seperti transformator dan generator. Generator yang pertama kali

menggunakan sistem rotasi ditemukan oleh H.M. Pexii ari Paris pada tahun 1832. Generator

pertama ini menggunakan sebuah magnet permanen berbentuk tapal kuda diputar

mengelilingi sebuah inti besi yan berlilitan yang dihubungkan dengan sebuah komutator dan

bila diputar mengasilkan bunga api.

Sejarah tentang listrik komersial pertamakali beroperasi pada tahun 1882 bulan januari di

London inggris, kemudian di New York pada bulan September tahun yang sama. Listrik

komersial ini menggunakan arus searah dengan tegangan rendah. Di Indonesia, sejarah

penyediaan listrik pertama kali diawali oleh sebuah embangkit tenaga listrik di Gambir,

Jakarta pada bulan Mei 1897, Surakart pada tahun 1908, Bandung pada tahun 1906, Surabaya

pda tahun 1912 dan Banjarmasin pada tahun 1992. Pada awalnya pusat-pusat tenaga listrik

ini menggunakan tenaga termis.

Kelangsungan hidup manusia di muka bumi tidak bisa lepas dari kebutuhan akan enegi

listrik. Saat sekarag ini kebutuhan akan listik semakin hari semakin meningkat seiring

kemajuan teknologi yang ssemakin maju. Denga kemajuan teknolgi yang semakin maju

akan sangat membutuhan kebutuhan akan energi listrik yang semakin banyak pula. Dapat

dikatakan kemajuan teknologi akan berbanding lurus dengan konsumsi energi listrik.

Oleh sebab itu dibutuhkan pembangkit listrik yang lebih banyak lagi untuk mmenuhi

kebutuhan listrik tersebut.Dengan menggunakan segala sumber daya alam yang ada sebgai

pembengkitnya. Salah satu pembangkit yang paling banyak beropersi untuk memenuhi

kebutuhan listrik dunia dan termasuk di Indonesia adalah pembangkit listrik tenaga uap.

4

Sumber daya yang paling banyak digunakan sebagai pembangkit pada pembangit listrik

tesebut adalah energi yang tidak dapat diperbaharui seperti batubara maupun bahan bakar

minyak lainnya.

1.2 Ruang Lingkup

Ruang lingkup yang akan penulis bahas meliputi PLTU, perkembangan PLTU di Indonesia,

perbedaan PLTU yang menggunakan Batu Bara, dan PLTU yang Menggunakan BBM.

1.3 Manfaat dan Tujuan

Tujuan pembuatan makalah ini yaitu untuk mengetahui dan memahami pengertian PLTU,

perkembangan PLTU di Indonesia, dan perbedaan PLTU yang menggunakan Batu Bara

dengan yang menggunakan BBM. Dan untuk memenuhi tugas mata kuliah Pembangkit

Tenaga Listrik.

5

BAB II PEMBAHASAN

2.1 Pengertian Pembangkit Listrik Tenaga Uap

Pembangkit Listrik Tenaga Uap adalah pembangkit yang mengandalkan energi kinetik dari

uap untuk menghasilkan energi listrik.Bentuk utama pembangkit listrik jenis ini adalah

Generator yang di hubungkan ke turbin dimana untuk memutar turbin diperlukan energi

kinetik dari uap panas atau kering. Pembangkit listrik tenaga uap menggunakan berbagai

macam bahan bakar terutama batu-bara dan bahan bakar minyak serta MFO untuk start awal.

2.2 Perkembangan PLTU di Indonesia

PLTU yang pertama kali beroperasi di Indonesia yaitu pada tahun 1962 dengan kapasitas

25 MW, suhu 500¼ Co, tekanan 65 Kg/cm2, boiler masih menggunakan pipa biasa dan

pendingin generator dilakukan dengan udara. Kemajuan pada PLTU yang pertama adalah

boiler sudah dilengkapi pipa dinding dan pendingin generator dilakukan dengan hidrogen,

namun kapasitasnya masih 25 MW. Bila dayanya ditingkatkan dari 100 - 200 MW, maka

boilernya harus dilengkapi super heater, ekonomizer dan tungku tekanan.Kemudian

turbinnya bisa melakukan pemanasan ulang dan arus ganda dan pendingin generatornya

masih menggunakan hidrogen. Hanya saja untuk kapasitas 200 MW uap yang dihasilkan

mempunyai tekanan 131,5 Kg/cm2 dan suhu 540¼Co dan bahan bakarnya masih

menggunakan minyak bumi.

Ketika kapasitas PLTU sudah mencapai 400 MW maka bahan bakarnya sudah tidak

menggunakan minyak bumi lagi melainkan batu bara. Batu bara yang dipakai secara garis

besar dibagi menjadi dua bagian yaitu batu bara berkualitas tinggi dan batu bara berkualitas

rendah. Bila batu bara yang dipakai kualitasnya baik maka akan sedikit sekali menghasilkan

unsur berbahaya, sehingga tidak begitu mencemari lingkungan. Sedang bila batu bara yang

dipakai mutunya rendah maka akan banyak menghasilkan unsur berbahaya seperti Sulfur,

Nitrogen dan Sodium. Apalagi bila pembakarannya tidak sempurna maka akan dihasilkan

pula unsur beracun seperti CO, akibatnya daya guna menjadi rendah.

PLTU batu bara di Indonesia yang pertama kali dibangun adalah di Suryalaya pada

tahun1984 dengan kapasitas terpasang 4 x 400 MW. Kemudian PLTU Bukit Asam dengan

kapasitas 2 x 65 MW pada tahun 1987. Dan pada tahun 1993-an beroperasi pula PLTU

Paiton 1 dan 2 masing-masing dengan kapasitas 400 MW. Kemudian PLTU Suryalaya akan

6

dikembangkan dari unit 5 - 7 dengan kapasitas 600 MW/unit. PLTU batu bara pada tahun

1994 kapasitasnya sudah mencapai 2.130 MW (16% dari total daya terpasang). Pada tahun

2003 kapasitasnya diperkirakan sekitar 12.100 MW (37%), tahun 2008/09 mencapai 24.570

MW (48%) dan pada tahun 2020 sekitar 46.000 MW. Sementara itu pemakaian batu bara

pada tahun 1995 tercatat bahwa untuk menghasilkan energi listrik sebesar 17,3 TWh

dibutuhkan batu bara sebanyak 7,5 juta ton. Dan pada tahun 2005 pemakaian batu bara

diperkirakan mencapai 45,2 juta ton dengan energi listrik yang dihasilkan mencapai 104

TWh.

Banyaknya pemakaian batu bara tentunya akan menentukan besarnya biaya

pembangunan PLTU. Harga batu bara itu sendiri ditentukan oleh nilai panasnya (Kcal/Kg),

artinya bila nilai panas tetap maka harga akan turun 1% pertahun. Sedang nilai panas

ditentukan oleh kandungan zat SOx yaitu suatu zat yang beracun, jadi pada pembangkit harus

dilengkapi alat penghisap SOx. Hal inilah yang menyebabkan biaya PLTU Batu bara lebih

tinggi sampai 20% dari pada PLTU minyak bumi. Bila batu bara yang digunakan rendah

kandungan SOx-nya maka pembangkit tidak perlu dilengkapi oleh alat penghisap SOx

dengan demikian harga PLTU batu bara bisa lebih murah. Keunggulan pembangkit ini adalah

bahan bakarnya lebih murah harganya dari minyak dan cadangannya tersedia dalam jumlah

besar serta tersebar di seluruh Indonesia.

2.3 Bagian – Bagian PLTU

Boiler

Boiler atau  ketel uap adalah suatu perangkat mesin yang berfungsi untuk

mengubah air menjadi uap. Proses perubahan air menjadi uap terjadi dengan

memanaskan air yang berada didalam pipa-pipa dengan memanfaatkan panas dari hasil

pembakaran bahan bakar. Pembakaran dilakukan secara kontinyu didalam ruang bakar

dengan mengalirkan bahan bakar dan udara dari luar.

Uap yang dihasilkan boiler adalah uap superheat dengan tekanan dan temperatur

yang tinggi. Jumlah produksi uap tergantung pada luas permukaan pemindah panas, laju

aliran, dan panas pembakaran yang diberikan.Boiler yang konstruksinya terdiri dari pipa-

pipa berisi air disebut dengan water tube boiler.

7

Water tube boiler

Pada unit pembangkit, boiler juga biasa disebut dengan steam generator (pembangkit uap)

mengingat arti kata boiler hanya pendidih, sementara pada kenyataannya dari boiler

dihasilkan uap superheat bertekanan tinggi.

Ditinjau dari bahan bakar yang digunakan, maka PLTU dapat dibedakan menjadi :

PLTU Batubara

PLTU Minyak

PLTU gas

PLTU nuklir atau PLTN

Jenis PLTU batu bara masih dapat dibedakan berdasarkan proses pembakarannya, yaitu

PLTU dengan pembakaran batu bara bubuk (Pulverized Coal / PC Boiler) dan PLTU

dengan pembakaran batu bara curah (Circulating Fluidized Bed).

Perbedaan antara PLTU Batu bara dengan PLTU minyak atau gas adalah pada peralatan

dan sistem penanganan dan pembakaran bahan bakar serta penanganan limbah abunya.

PLTU batubara mempunyai peralatan bantu yang lebih banyak dan lebih kompleks

dibanding PLTU minyak atau gas. PLTU gas merupakan PLTU yang paling sederhana

peralatan bantunya.

8

Tata letak Pulverized Coal (PC) Boiler Batubara

Tata letak Circulating Fluidized Boiler (CFB)

Ditinjau dari tekanan ruang bakar boilernya, PLTU dapat dibedakan menjadi:

PLTU dengan PressurisedBoiler

9

PLTU dengan Balanced Draft Boiler

PLTU dengan Vacuum Boiler

Sistem pengaturan tekanan ruang bakar (furnace pressure) biasa disebut draft atau tekanan

statik  didalam ruang bakar dimana proses pembakaran bahan bakar berlangsung.  PLTU

dengan pressurised boiler (tekanan ruang bakar positif) digunakan untuk pembakaran

bahan bakar minyak atau gas. Tekanan ruang bakar yang positif diakibatkan oleh

hembusan udara dari kipas tekan paksa (Forced Draft Fan, FDF).Gas buang keluar dari

ruang bakar ke atmosfer karena perbedaan tekanan.

Jenis-jenis Tekanan (Draft) Boiler

10

Skema Balanced Draft Boiler

 

PLTU dengan Balanced Draft Boiler (tekanan berimbang) biasa digunakan untuk

pembakaran bahan bakar batubara.Tekanan ruang bakar dibuat sedikit dibawah tekanan

atmosfir, biasanya sekitar –10 mmH2O.Tekanan ini dihasilkan dari pengaturan dua buah

kipas, yaitu kipas hisap paksa (Induced Draft Fan, IDF) dan kipas tekan paksa (Forced

Draft Fan, FDF).FDF berfungsi untuk menyuplai udara pembakaran menuju ruang bakar

(furnace) di boiler, sedangkan IDF berfungsi untuk menghisap gas dari ruang bakar dan

membuang ke atmosfir melalui cerobong.Sedangkan PLTU dengan vacum boiler tidak

dikembangkan lagi, sehingga saat ini tidak ada lagi yang menerapkan PLTU dengan boiler

bertekanan negatif.

Siklus Air di Boiler

Siklus air merupakan suatu mata rantai rangkaian siklus fluida kerja. Boiler mendapat

pasokan fluida kerja air dan menghasilkan uap untuk dialirkan ke turbin.Air sebagai fluida

kerja diisikan ke boiler menggunakan pompa air pengisi dengan melalui economiser dan

ditampung didalam steamdrum. 

11

           Peralatan yang dilalui dalam siklus air adalah drum boiler, down comer, header

bawah (bottom header), dan riser. Siklus air di steam drum adalah, air dari drum turun

melalui pipa-pipa down comer ke header bawah (bottom header). Dari header bawah air

didistribusikan ke pipa-pipa pemanas (riser) yang tersusun membentuk dinding ruang

bakar boiler.Didalam riser air mengalami pemanasan dan naik ke drum kembali akibat

perbedaan temperatur.

         Perpindahan panas dari api (flue gas) ke air di dalam pipa-pipa boiler terjadi secara

radiasi, konveksi dan konduksi. Akibat pemanasan selain temperatur naik hingga mendidih

juga terjadi sirkulasi air secara alami, yakni dari drum turun melalui down comer ke header

bawah dan naik kembali ke drum melalui pipa-pipa riser. Adanya sirkulasi ini sangat

diperlukan agar terjadi pendinginan terhadap pipa-pipa pemanas dan mempercepat proses

perpindahan panas. Kecepatan sirkulasi akan berpengaruh terhadap produksi uap dan

kenaikan tekanan serta temperaturnya.

         Selain sirkulasi alami, juga dikenal sirkulasi paksa (forced circulation).Untuk

sirkulasi jenis ini digunakan sebuah pompa sirkulasi (circulation pump). Umumnya pompa

sirkulasi mempunyai laju sirkulasi sekitar 1,7, artinya jumlah air yang disirkulasikan 1,7

kali kapasitas penguapan. Beberapa keuntungan dari sistem sirkulasi paksa  antara lain :

Waktu start (pemanasan) lebih cepat

Mempunyai respon yang lebih baik dalam mempertahankan aliran air ke pipa-pipa pemanas pada

saat start maupun beban penuh.

Mencegah kemungkinan terjadinya stagnasi pada sisi penguapan

12

Siklus air

Turbin uap

Turbin uap berfungsi untuk mengkonversi energi panas yang dikandung oleh uap

menjadi energi putar (energi mekanik).Poros turbin dikopel dengan poros generator

sehingga ketika turbin berputar generator juga ikut berputar.

Kondensor

Kondensor adalah peralatan yang berfungsi untuk mengubah uap menjadi air.

Prinsip kerja Kondensor proses perubahannya dilakukan dengan cara mengalirkan uap ke

dalam suatu ruangan yang berisi pipa-pipa (tubes). Uap mengalir di luar pipa-pipa (shell

side) sedangkan air sebagai pendingin mengalir di dalam pipa-pipa (tube side).

Kondensor seperti ini disebut kondensor tipe surface (permukaan). Kebutuhan air untuk

pendingin di kondensor sangat besar sehingga dalam perencanaan biasanya sudah

13

diperhitungkan.Air pendingin diambil dari sumber yang cukup persediannya, yaitu dari

danau, sungai atau laut. Posisi kondensor umumnya terletak dibawah turbin sehingga

memudahkan aliran  uap keluar turbin untuk masuk kondensor karena gravitasi.

Laju perpindahan panas tergantung pada aliran air pendingin, kebersihan pipa-

pipa dan perbedaan temperatur antara uap dan air pendingin. Proses perubahan uap

menjadi air terjadi pada tekanan dan temperatur jenuh, dalam hal ini kondensor berada

pada kondisi vakum. Karena temperatur air pendingin sama dengan temperatur udara

luar, maka temperatur air kondensatnya maksimum mendekati temperatur udara luar.

Apabila laju perpindahan panas terganggu, maka akan berpengaruh terhadap tekanan dan

temperatur.

Prinsip kerja kondensor 

Konstruksi Kondensor

Aliran air pendingin ada dua macam, yaitu satu lintasan (single pass) atau dua lintasan

(double pass).Untuk mengeluarkan udara yang terjebak pada water box (sisi air

pendingin), dipasang venting pump atau priming pump.Udara dan non condensable gas

pada sisi uap dikeluarkan dari kondensor dengan ejector atau pompa vakum.

14

Kondensor tipe permukaan (surface condenser)

Konstruksi Kondensor

Generator

15

Generator berfungsi untuk mengubah energi putar dari turbin menjadi energi listrik.

Desalination Plant (Unit Desal)

Peralatan ini berfungsi untuk mengubah air laut (brine) menjadi air tawar (fresh water)

dengan metode penyulingan (kombinasi evaporasi dan kondensasi).Hal ini dikarenakan

sifat air laut yang korosif, sehingga jika air laut tersebut dibiarkan langsung masuk ke

dalam unit utama, maka dapat menyebabkan kerusakan pada peralatan PLTU.

Economizer

Economiser adalah alat yang merupakan pemanas air terakhir sebelum masuk ke drum.

Di dalam economiser air menyerap panas gas buang yang keluar dari superheater

sebelum dibuang ke atmosfir melalui cerobong.

Economiser tipe pipa bersirip (finned tubes)

16

Reverse Osmosis (RO)

Mempunyai fungsi yang sama seperti desalination plant namun metode yang digunakan

berbeda. Pada peralatan ini digunakan membran semi permeable yang dapat menyaring

garam-garam yang terkandung pada air laut, sehingga dapat dihasilkan air tawar seperti

pada desalination plant.Untuk PLTU yang menggunakan air tanah/air sungai,digunakan

pre-treatment yang berfungsi untuk menghilangkan endapan,kotoran dan mineral yang

terkandung di dalam air tersebut.

Demineralizer Plant (Unit Demin)

Berfungsi untuk menghilangkan kadar mineral (ion) yang terkandung dalam air tawar.

Air sebagai fluida kerja PLTU harus bebas dari mineral, karena jika air masih

mengandung mineral berarti konduktivitasnya masih tinggi sehingga dapat menyebabkan

terjadinya GGL induksi pada saat air tersebut melewati jalur perpipaan di dalam

PLTU.Hal ini dapat menimbulkan korosi pada peralatan PLTU.

Hidrogen Plant (Unit Hidrogen)

Pada PLTU digunakan hydrogen (H2) sebagai pendingin Generator.

Chlorination Plant (Unit Chlorin)

Berfungsi untuk menghasilkan senyawa natrium hipoclorit (NaOCl) yang digunakan

untuk memabukkan/melemahkan mikro organisme laut pada area water intake. Hal ini

dimaksudkan untuk menghindari terjadinya pengerakkan (scaling) pada pipa-pipa

kondensor maupun unit desal akibat perkembangbiakan mikro organisme laut tersebut.

Auxiliary Boiler (Boiler Bantu)

Pada umumnya merupakan boiler berbahan bakar minyak (fuel oil), yang berfungsi untuk

menghasilkan uap (steam) yang digunakan pada saat boiler utama start up maupun

sebagai uap bantu (auxiliary steam).

17

Coal Handling (Unit Pelayanan Batubara)

Merupakan unit yang melayani pengolahan batubara yaitu dari proses bongkar muat

kapal (ship unloading) di dermaga, penyaluran ke stock area sampai penyaluran ke

bunker unit.

Ash Handling (Unit Pelayanan Abu)

Merupakan unit yang melayani pengolahan abu baik itu abu jatuh (bottom ash) maupun

abu terbang (fly ash) dari Electrostatic Precipitator hopper dan SDCC (Submerged Drag

Chain Conveyor) pada unit utama sampai ke tempat penampungan abu (ash valley)

2.4 Siklus PLTU

Keterangan gambar :

1. Stack2. Boiler3. FD Fan4. Air Heater5. Steam Drum6. Primary Superheater

7. Economizer8. Header9. Water Wall10. Secondary Superheater11. Reheater12. Wind Box

18

13. HP Turbine14. IP Turbine15. LP Turbine16. Generator17. Condenser18. MFO Tank19. MFO Pump20. MFO Heater21. Burner22. Circulating Water Pump23. Desalination Plant24. Distillate Water Pump

25. Make Up Water Tank26. Make Up Water Pump27. Demin Water Tank28. Demin Water Pump29. Condensate Pump30. LP Heater31. Deaerator32. Boiler Feed Pump33. HP Heater34. 18 kV/150kV Switch Yard35. Transmission

Siklus Rankine IdealSiklus di PLTU menggunakan siklus rankine dengan superheater dan reheater.

Keterangan gambar :a) Proses 1 – 1’ : Penaikan tekanan pada air menggunakan condensate extraction pump.b) Proses 1’ – 2 : Pemanasan air pada low pressure heater.c) Proses 2 – 2’ : Penaikan tekanan air menggunakan boiler feed pump.d) Proses 2’ – 3 : Pemanasan air pada high pressure heater dan pada economizer.e) Proses 3 – 4 : Pemanasan air menjadi uap air pada wall tube dan downcomer di dalam boiler.f)  Proses 4 – 5 : Pemanasan uap air menjadi uap panas lanjut (superheated steam) pada superheater.g) Proses 5 – 6 : Ekspansi uap di dalam high pressure turbine.h) Proses 6 – 7 : Pemanasan kembali uap yang keluar dari high pressure turbine yang terjadi dalam reheater.i)  Proses 7 – 7’ : Ekspansi uap yang keluar dari reheater di dalam intermediate pressure turbine.j)  Proses 7’ – 8 : Ekspansi uap di dalam low pressure turbine tanpa mengalami pemanasan ulang.k) Proses 8 – 1 : Pendinginan uap menjadi air di dalam condenser.

19

2.5 Sistem Bahan Bakar PLTU Batu Bara

Bahan bakar batubara pada PLTU batubara adalah sebagai bahan bakar utama. Persediaan batubara ditampung di lapangan terbuka (coal stock area) dan untuk melayani kebutuhan pembakaran di boiler, batubara ditampung pada bunker (silo) di tiap boiler.  Pemasokan batubara dari bunker ke burner ruang bakar dilakukan melalui coal feeder, mill / pulveriser (PC Boiler), dan coal pipe. Pengaturan dan pencatatan jumlah aliran batubara dilakukan dengan coal feeder.

Gb 1. Belt feeder 

Mill (pulverizer) berfungsi untuk menggerus batu bara sehingga menjadi serbuk (± 200 mesh). Sedangkan untuk membawa serbuk batu bara ke burner, dihembuskan udara primer ke mill. Udara primer dihasilkan oleh Primary Air Fan (PAF) dan sebelum masuk ke mill dipanaskan terlebih dahulu pada pemanas udara primer (Primary Air Heater) sehingga cukup untuk mengeringkan serbuk batu bara.

20

Gb 2. Sistem suplai bahan bakar batu bara ke burner

Gb 3. Sistem bahan bakar batu bara

21

Gb 4. Mill Pulverizer

2.6 Sistem Bahan Bakar Minyak PLTU

Sistem Bahan bakar minyak pada PLTU yang digunakan terdiri dari minyak HSD /

High SpeedDiesel (solar) dan minyak MFO / Marine Fuel Oil (residu). Fungsi minyak HSD

pada PLTU batubara maupun PLTU minyak adalah sebagai bahan bakar penyala awal dan

pembakaran awal. Sedangkan fungsi minyak MFO pada PLTU minyak adalah sebagai bahan

bakar utama.

High Speed Diesel

Persediaan minyak HSD (High Speed Diesel) ditampung dalam tangki atau bunker.

Untuk menyalurkan minyak HSD ke alat penyala (ignitor) digunakan pompa dengan melalui

filter, katup penutup cepat, katup pengatur dan flow meter.

22

Untuk kesempurnaan proses pembakaran, maka HSD yang disemprotkan ke ruang bakar

diatomisasi (dikabutkan) dengan menggunakan uap atau udara. Pengaturan pembakaran atau

panas yang masuk boiler dapat dilakukan dengan mengatur aliran HSD dan dengan

menambah atau mengurangi ignitor yang operasi.

Marine Fuel Oil

Persediaan minyak MFO (Marine Fuel Oil) di PLTU ditampung dalam tangki persediaan

(storage tank), sedangkan untuk penggunaan sehari-hari dilayani dengan tangki harian (day

tank). Untuk mengalirkan MFO dari day tank ke burner (pembakar) digunakan pompa

dengan melalui filter, katup penutup cepat, pemanas (oil heater), katup pengatur dan flow

meter.

Pemanas berfungsi untuk menurunkan kekentalan MFO agar dapat disemprotkan oleh

burner.  Sebagaimana pada minyak HSD untuk kesempurnaan reaksi pembakaran, maka pada

burner minyak MFO dikabutkan dengan menggunakan uap atau secara mekanik. Pengaturan

aliran MFO ke burner dengan menggunakan katup pengatur aliran.

23

Gb 1. Diagram sistem BBM

2.7 Keuntungan dan Kerugian PLTUKeuntungan PLTU : Kapasitas bisa sampai ratusan MW

Effisiensi tinggi jika beban mendekati full load.

Efisiensi tinggi dengan memggunakan waste heat utilization

Hasil pembangkitan steam dapat digunakan untuk proses produksi

Biaya bahan bakar lebih murah

Biaya pemeliharaan lebih murah

Kerugian PLTU :o Respon beban lambat.

o Start-up lama dan harus ada cadangan berputar spining reserve utuk mempercepat start-

up

o Tidak ramah lingkungan.

o Investasi mahal.

o Pembangunan konstruksi yang lama

o Membutuhkan penanganan air umpan yang akan masuk ke dalam boiler

24

o Menghasilkan limbah batu bara yang memerlukan penanganan khusus

o Menghasilkan polutan-polutan yang lebih tinggi

o Membutuhkan area yang lebih luas

o Kurang terhadap fluktuasi beban

2.8 Daftar PLTU di Indonesia

No Pembangkit Tempat Kapasitas Keterangan

[1] PLTU 1 Banten Suralaya1 x 625 MW

PLTU Batubara seharga US $ 428,794,037 yg menghemat BBM /tahun Rp.4,3 Triliun & menyerap tenaga kerja masa konstruksi 2.500 orang[2]

2 PLTU 2 Banten Labuhan2 x 300 MW

PLTU Batubara seharga US $ 492,940,279 yg menghemat BBM /tahun Rp.4,15 Triliun & menyerap tenaga kerja masa konstruksi 1.700 orang

3 PLTU 3 Banten Lontar3 x 315 MW

4PLTU 1 Jawa Barat

Indramayu3 x 330 MW

5PLTU 2 Jawa Barat

Pelabuhan Ratu

3 x 350 MW

6PLTU 1 Jawa Tengah

Rembang2 x 315 MW

PLTU Batubara seharga US $ 558.005.559 yg menghemat BBM /tahun Rp.4,15 Triliun & menyerap tenaga kerja masa konstruksi 1.700 orang

7PLTU 2 Jawa Tengah

Cilacap1 x 600 MW

8PLTU 1 Jawa Timur

Pacitan2 x 315 MW

9PLTU 2 Jawa Timur

Paiton1 x 660 MW

PLTU Batubara seharga US $ 466.257.004 yg menghemat BBM /tahun Rp.4,4 Triliun & menyerap tenaga kerja masa konstruksi 1.700 orang

10PLTU 3 Jawa Timur

Tj. Awar–Awar Tuban

2 x 350 MW

Selengkapnya Lihat di [3]

11PLTU Tanjung Jati B

Jepara2 x 661 MW

Selengkapnya lihat di

[4]

Untuk diluar pulau jawa dan bali dibangun 25 PLTU, rinciannya sebagai berikut :

No Pembangkit Kapasitas Keterangan

1 PLTU NAD 2 x 100 MW

25

2 PLTU 2 Sumatra Utara 2 x 200 MW

3 PLTU Sumatra Barat 2 x 100 MW

4 PLTU 3 Bangka Belitung 2 x 25 MW

5 PLTU 4 Bangka Belitung 2 x 15 MW

6 PLTU 1 Riau 2 x 10 MW

7 PLTU 2 Riau 2 x 7 MW

8 PLTU Kepulauan Riau 2 x 7 MW

9 PLTU Lampung 2 x 100 MW

10 PLTU 1 Kalimantan Barat 2 x 50 MW

11 PLTU 2 Kalimantan Barat 2 x 25 MW

12 PLTU 1 Kalimantan Tengah 2 x 60 MW

13 PLTU Kalimantan Selatan 2 x 65 MW PLTU Asam-asam unit III dan IV

14 PLTU 2 Sulawesi Utara 2 x 25 MW

15 PLTU Sulawesi Tenggara 2 x 10 MW

16 PLTU Sulawesi Selatan 2 x 50 MW

17 PLTU Gorontalo 2 x 25 MW

18 PLTU Maluku 2 x 15 MW

19 PLTU Maluku Utara 2 x 7 MW

20 PLTU 1 NTB 2 x 15 MW

21 PLTU 2 NTB 2 x 25 MW

22 PLTU 1 NTT 2 x 7 MW

23 PLTU 2 NTT 2 x 15 MW

24 PLTU 1 Papua 2 x 7 MW

25 PLTU 2 Papua 2 x 10 MW

2.9 Permasalahan Utama PLTU

PLTU minyak mempumyai emisi yang tinggi dan biaya untuk pembangkitan mahal. Harga

minyak bumi yang semakin mahal, dikarenakan cadangannya mulai menipis dan

mengakibatkan besarnya subsidi dari pemerintah.

Gas hasil pembuangan pada PLTU mengakibatkan pencemaran udara, terutama pada PLTU

batubara seperti sulfur dioksida (SO2) ,abu terbang, nitrogen oksida (NOx), karbon dioksida

(CO2) yang bisa mengakibatkan hujan asam. Berbagai kerusakan lingkungan serta gangguan

terhadap kesehatan dapat muncul karena terjadinya hujan asam tersebut.

2.10 Prospek PLTU di Indonesia

26

Gambar 3 Rencana tambahan kapasitas pembangkit listrik Indonesia dalam rentang waktu 2010-2030

Menurut Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasioanl (RUKN) 2010-2030, dalam

kurun 20 tahun ke depan Indonesia memerlukan tambahan tenaga listrik kumulatif

sebesar 172 GW. Dari jumlah itu, 82% (sekitar 142 GW) diantaranya adalah untuk

memenuhi kebutuhan Jawa-Madura-Bali (JAMALI).  Tambahan kapasitas PLTU

Batubara mencapai pangsa sekitar 79% atau mendominasi dengan total penambahan

kapasitas sebesar 116,4 GW.

Sedangkan untuk PLTU BBM lama-kelamaan mulai di hilangkan/ kurangi,

dikarenakan ketersediaan minyak bumi nasional yang semakin sedikit dan pembengkakan

pada subsidi BBM oleh pemerintah.

27

BAB III PENUTUP

3.1 KesimpulanPLTU minyak dengan biaya pembangkitan yang mahal serta emisi tinggi perlu

digantikan dengan PLTU batubara, atau pada PLTU minyak existing digantikan dengan bahan bakar cair alternatif seperti batubara cair atau DiMethil Ether (DME) yang berasal dari batubara.

Pengembangan lebih lanjut gasifikasi batubara yang dapat mensuplai PLTGU (IGCC) dan gasifikasi batubara untuk bahan bakar cair seperti DME, agar dapat mengurangi pemakaian BBM dan gas alam yang cadangannya semakin menipis, untuk sektor kelistrikan.

Program PLTU batubara 10.000MW serta program PLTU batubara lanjutan harus memasukkan PLTU ultra/supercritical khususnya pada PLTU skala besar (400-600MW),agar diperoleh PLTU dengan efisiensi tinggi dan emisi yang rendah terutama pengurangan emisi CO2. Pemerintah perlu menjaga sumberdaya batubara, agar ekspor dapat dibatasi dan lebih banyak untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, karena cadangan gas alam dan minyak bumi tidak dapat mencukupi kebutuhan dalam negeri.

DAFTAR PUSTAKA

28

http://rakhman.net/2013/07/sistem-bahan-bakar-minyak-pada-pltu.htmlhttp://rakhman.net/2013/07/sistem-bahan-bakar-pltu-batu-bara.htmlhttps://chekaproject.wordpress.com/2010/05/25/sistem-pltu-berbahan-bakar-gasoil/http://rakhman.net/2012/12/siklus-kerja-pltu.htmlhttp://indone5ia.wordpress.com/2012/06/02/pembangkit-listrik-tenaga-uap-pltu-batubara-4-2/

http://teguhadipoernomo.blogspot.com/

29