PLTU TANJUNG JATI B

Latar Belakang

Pada tahun 1994, PT.PLN (persero) menandatangani sebuah Perjanjian Pembelian Tenaga Listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT HI Power Tubanan untuk membangun PLTU Tanjung Jati B sebesar 2x661 MW net. Kontrak teknik EPC untuk pembangunan pembangkit diserahkan kepada Sumitomo Corporation dan dimulai tahun 1996.

Sempat vakum karena krisis ekonomi 1998, pembangunan PLTU dilanjutkan pada awal tahun 2000. Pada Maret 2002 sebuah Perjanjian Sewa Guna Usaha ditandatangani antara PLN dan Sumitomo Group, persetujuan akhir dicapai pada Juli 2003.

Untuk memfasilitasi pembaharuan konstruksi, kepemilikan pembangkit dan administrasi, maka Sumitomo Group membentuk sebuah PT Central Java Power. Setelah selesai konstruksi, pengetesan dan pengujian unit 1 & 2 PLTU Tanjung Jati B beroperasi secara komersial pada Oktober dan November 2006.

Profil PLTU Tanjung Jati B

PLTU Tanjung Jati B terletak di Desa Tubanan, Kecamatan Kembang, Jepara, Jawa Tengah. Memiliki kapasitas bersih dari 4 unit pembangkit yakni 4 x 660 MW net yang setara dengan 3.000.000 listrik rumah tangga.

Area : 150 ha

Lokasi : Desa Tubanan, Kec. Kembang, Jepara

Jawa Tengah – Indonesia

Bahan bakar : Batubara

Kapasitas : 4 x 660 MW Net (Operasi)

Lessor : PT Central Java Power (Sumitomo group)

Lessee : PT PLN (Persero)

COD :Unit 1 : 1 Oktober 2006

Unit 2 : 1 November 2006

Unit 3 : 13 Oktober 2011

Unit 4 : 1 Januari 2012

Faktor-faktor yang dipertimbangkan :

Adanya Beban (konsumen)

Kedekatan dengan sumber bahan bakar atau adanya kemudahan untuk proses pengiriman bahan bakar (misalnya adanya pelabuhan)

Kedekatan dengan sumber air baku dan air pendingin

Jauh dari pemukiman yang mungkin terjadi resistensi penduduk terhadap plant atau adanya problem yang diakibatkan oleh persoalan pemukiman terhadap plant

Skema Bisnis PLTU Tanjung Jati B

Struktur Organisasi PLN Tanjung Jati B

Proses Produksi listrik PLTU Tanjung Jati B melalui beberapa proses antara lain

Produksi Air

Circulating water pump (CWPump) memompa air laut ke sistem air pendingin yang selanjutnya dialirkan lagi ke laut (open cycle). Selain itu air laut diolah menadi air tawar di Desalination Plant yang digunakan untuk air minum, pemadam kebakaran, dll. Sedangkan untuk air bahan baku, diolah lagi di Water Treatment Plant menjadi air demin yang kemudian dipompa untuk mengisi Boiler melalui kondensor.

Produksi Uap

Air demin dari condenser dipompa ke Deareator Tank melalui 3 LP (Low Pressure) Heater untuk pemanasan awal. Selanjutnya air dipompa oleh Boiler Feed Pump (BFP) ke Boiler Drum melalui 3 HP (High Pressure) Heater dan ekonomiser untuk pemanasan lanjut.

Air yang sudah menjadi uap basah terpisah dibagian atas boiler drum. Uap basah dipanaskan lanjut di superheater menjadi uap kering dan setelah tekanan dan temperaturnya mencapatai ratingnya dialirkan ke turbin untuk memutar rotor turbin.

Setelah mumutar rotor HP (High Pressure) turbin, uap dipanaskan ulang di reheater yang kemudian dipakai lagi memutar IP (Intermediate Pressure) turbin dan selanjutnya memutar 2 buah LP (Low Pressure) turbin. Uap kemudian diembunkan sehingga menjadi air lagi di kondensor, air tersebut selanjutnya dipompa lagi ke deaerator tank untuk siklus tertutup berikutnya. Proses pengembunan uapmenjadi air di kondensor menggunakan air pendingin dari air laut.

Penyaluran Energ Listrik

Karena antara generator dengan turbin dikopel / satu poros terhubung, maka dengan berputarnya rotor turbin, generator juga ikut berputar sehingga menghasilkan energy listrik dengan tegangan 22,8 kV. Kemudian tengangan dinaikkan dengan Trafo menjadi 500 kV untuk dialirkan ke sistem interkoneksi Jawa Bali Madura melalui sistem SUTET 500 kV. Dimulai dari GIS 500 kV Tanjung Jati ke GI 500 kV Ungaran, sistem SUTT 150 kV yaitu dari trafo IBT 500/150 kV Tanjung Jati ke GI 150 kV Tanjung Jati menuju GI 150 kV Jepara dan sistem 20 kV melalui Town Feeder Trafo 150/20 kV untuk jaringan distribusi 20 kV sekitar PLTU Tanjung Jati B.

Bahan Bakar dan Abu Batubara

Bahan bakar yang digunakan pada PLTU adalah batu bara Medium Calorie Value yang mengandung 5600-5800 kcal/kg dan minyak HSD. Minyak tersebut digunakan saat startup, saat beban rendah dibawah 160 MW dan pendukung keandalan saat gangguan. Sedangkan batu bara digunakan sebagai bahan bakar utama pada boiler. Batubara dari jetty dibawa dengan conveyor ke Coal Storage untuk tempat penimbunan sementara. Selanjutnya batubara dibawa dengan convryor ke Coal Bunker di boiler area. Dari Coal Bunker batubara diatur pemakaiannya sesuai kebutuhan bahan bakar saat itu di Coal Feeder dan selanjutnya masuk Mill untuk dihaluskan sampai 200mesh / seperti tepung.

Gambar Pulverizers

Batubara yang sudah dihaluskan dihembuskan dengan udara dari Primary Air Fan ke ruang bakar boiler, menghasilkan abu batubara yang terdiri dari abu terbang (fly Ash) dan abu berat (bottom ash). Abu terbang ditangkap ESP (Electrostatic Precipitator) untuk dibuang ke Ash Pond. Abu berat yang jatuh dibawah ruang bakar boiler, ditampung si SSC dan dibuang juga ke Ash Pond. Gas buang dari pembakaran sebelum keluar melalui cerobong, diturunkan kadar sulfurnya di FGD (Flue Gas Desulphurization).

Electrostatic Precipitator (ESP)

ESP dipasang sebelum cerobong asap, digunakan untuk menangkap abu terbang sisa pembakaran yang ikut terbawa galam gas buang.

ESP member muatan listrik pada artikel debu didalam gas buang untuk menangkap dan membuang partikel debu tersebut. ESP terdiri dari rangkaian plat logam yang searah dan vertical yang dikenal dengan Collecting Electrode yang membentuk dinding dimana gas buang mengalir. Di bagian tengah antara collecting electrode terdapat Discharge Electrode sebagai pemberi muatan dan medan listrik.

Final Classification

Gravity Separation

Primary Classification

Fluidized Bed

Product OutputRaw Coal Flow

Partikel yang terionisasi akan menempel pada collecting electrode dan debu yang tertangkap tersebut akan dibuang melalui sistem pemukul.

ESP mengurangi lebih dari 99% partikel halus yang ada dalam gas buang. Setiap boiler dilengkapi dengan 2 sistem ESP.

Flue Gas Desuplhurization (FGD)

Sistem FGD di TJB terdiri atas:

Sistem pembongkaran dan penanganan batu kapur (lime stone) Sistem pembuatan larutan batu kapur Tangki penyerap untuk masing-masing unit Sistem pengeringan utama gypsum dan pembuangan klorida Sistem pengering larutan gypsum dan sistem suplai air.

Gas buang dari tungku dialirkan ke sistem tangki penyerap sulfur dimana gas buang mengalir melalui semburan lumpur dan campuran batu kapur dan air air laut. SO2 dari gas buang diserap oleh lumpur dari batu kapur (CaCO3). Gas buang yang direaksikan dengan CaCO3 dan dioksidasi dengan udara menghasilkan gypsum (CaSO4).

Sistem FGD didesain untuk mengurangi kandungan oksida sulfur didalam gas buang ke tingkat yang diijinkan oleh peraturan Kementrian Lingkungan Hidup.

Coal Fired Steam Power Plant Component

DescriptionsCoal bunkerCoal millSteam generatorFlue-gas air heaterCombustion air fanFlue-gas precipitatorFlue-gas fanFlue-gas desulfurisation plantStack / chimneyAsh handling equipmentSteam turbineGenerator

13. Generator transformer

14. Condenser15. Condensate pump16. Feedwater heater17. Feedwater tank18. Feedwater pump19. Boiler drum20. Cooling water

cleaning plant21. Cooling water pump22. Seal well23. Outlet culvert

Instalasi Pengolahan Air Limbah

Air limbah dari pembangkit dialirkan ke kolam penampung dimana air limbah ini akan distabilkan dan diproses lebih lanjut untuk dinetralisasikan. Air limbah yang sudah diolah ini kemudian dibuang kelaut dengan pemantauan yang ketat untuk memenuhi standar-standar yang berlaku. Endapan yang diambil dari Clarifier kemudian disaring oleh alat pemisah centrifuge dan dibuang ke Ash Yard.

Proses Produksi Listrik

I. Jetty

Batu bara dari supplier dikirim ke PLTU TJB dengan kapal tipe Panamax (kapasitas 66.000 metrik ton) dan dibongkar di dermaga batu bara yang terletak sekitar 1,4km dari garis pantai. Batu bara selanjutnya disalurkan menggunakan conveyor menuju tempat penampungan sementara / coal yard. Kapasitas coal yard mencapai 530.000 metrik ton, mampu menampung batu bara untuk suplai selama 60 hari. Selanjutnya oleh Stacker Recalimer batu bara dikeruk dan dibawa oleh conveyor menuju Silo.

II. Instalasi pengolahan air

Air laut dipompakan ke water treatmen plant selanjutnya diproses menjadi air tawar yang terlebih dulu melewati pretreated dan reverse osmosis. Air tawar selanjutnya dipompakan ke instalasi pemurnian, hasil yang berupa air murni / demineralisasi disimpan dalam make up tank yang nantinya digunakan sebagai bahan utama pembuatan uap.

III. Boiler

Batu bara yang sudah digiling di pulvurizer ditiupkan oleh primary air ke boiler. Api di dalam boiler awalnya dihasilkan dari injeksi bahan bakar minyak pada tekanan tinggi ke dalam ruang bakar melalui nozzle. Minyak ini kemudian dikabutkan dan kemudian dinyalakan dengan ignitor. Tipe boiler adalah radiant dan terdiri dari ribuan pipa – pipa kecil berisi demin water yang dipanaskan menjadi steam untuk menggerakkan turbin.

IV. Turbin

Sebuah turbin terdiri dari serangkaian sudu – sudu berputar mengubah energy potensial dari steam sebesar 167 bar menjadi energy kinetic untuk menggerakkan generator. Turbin di PLTU TJB terdiri dari tiga tingkatan yakni turbin tekanan tinggi, turbin tekanan menengah, dan dua turbin tekanan rendah. Turbin berputar dan dijaga perputarannya pada 3000 rpm.

V. Generator

Turbin dihubungkan langsung dengan rotor generator dan berputar pada 3000 putaran per menit, atau sekitar 50 putaran tiap detiknya. Di dalam casing generator terdapat ribuan akwat penghantar tembaga yang terpasang dalam sebuah gulungan yang disebut stator. Didalam gulangan stator terdapat sebuah rotor. Saat rotor berputar, kutub magnetiknya memotong sebuah kumparan kawat penghantar yang menghasilkan arus berlanjut yang bervariasi. Hasilnya adalah arus AC.

Generator menghasilkan arus pada tegangan 22,8 kV yang mengalir dari generator melewati konduktor (bars) dan sebuah sirkuit pemutus arus (PMT) menuju generator transformer. Di sini tegangan dinaikkan menjadi 500 kV. Output dari generator transformer energy listrik dialirkan ke dalam jaringan terintegrasi Jawa Madura Bali yang terinterkoneksi dengan semua pembangkit pada frekuensi yang sama yakni m50 Hz.

VI. Kondenasasi dan pendinginan

Karena produksi air demin mahal, air tersebut digunakan terus menerus (siklus tertutup). Dalam rangka melakukan ini, uap yang digunakan dari LP (Low Pressure) turbin pada tekanan antara 10 dan 12 kPa (absolut) dan pada suhu ± 40 ºC harus dikondensasikan.

Sebuah kondensor pada dasarnya adalah alat berisi 34.074 buah pipa kecil titanium. Uap yang sudah digunakan dari turbin memasuki kondensor untuk diubah fasa zatnya menjadi cair, mengalami kontak dengan permukaan luar pipa kecil yang dingin. Air dari sistem

pengingin mengalir melalui pia-pipa tersebut. Perbedaan suhu antara uap yang terpakai (± 40 ºC) dan air pendingin (± 29 ºC) menghasilkan kondensasi.

Air pendingin disiplai ke masing-masing kondensor oleh pompa air pendingin. Setelah melewati kondensor air pendingin ini suhunya naik lalu dikembalikan ke laut.