Feasibility Study v1.2

Feasibility Study

Pembangkit Listrik Tenaga Uap

Coal Fired Steam Power Plant Sumenep 3 x 150 MW

TI3003 – Ekonomi Teknik

Dosen: Ir. Joko Siswanto

Anggota:

Syahrial Ramadhan 180 10 016

R. Randi Oktovan Noegroho 180 10 020

Nelson Poetra Yoga Hadisoeseno 180 11 018

Teknik Industri

Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Bandung

2013

Bab I

Pendahuluan

1.1 Latar Belakang

Kebutuhan akan energi menjadi isu global yang harus kita hadapi saat ini. Energi listrik

adalah salah satu jenis energi yang mudah dikonversikan menjadi jenis energi yang lain.

Selain itu energi listrik dapat ditransmisikan dengan murah dibandingkan dengan energi

lainnya. Oleh karena itu dalam suatu negara hampir seluruh energi yang dipasok untuk

menggerakkan roda perindustrian adalah energi listrik. Kemajuan industri sangat berkaitan

erat dengan pertumbuhan kebutuhan akan listrik.

Indonesia sebagai negara yang sedang berkembang membutuhkan sumber energi yang cukup

untuk mendorong roda perekonomiannya. Bagi negara berkembang seperti Indonesia rasio

elastisitasnya masih sangat tinggi yaitu sekitar 1,5. Faktor elastisitas menunjukkan bahwa

untuk pertumbuhan ekonomi sebesar 1 % dibutuhkan penambahan suplai energi listrik tiap

tahun sebesar 1,5 %. Dengan target pemerintah dimana target pertumbuhan ekonomi sebesar

6 % maka dapat dihitung kebutuhan listrik tiap tahun meningkat sebesar 9 %. Secara

hitungan kasar maka diperlukan dua kali kumlah pembangkit yang ada sekarang dalam

rentang waktu 11 tahun.

Untuk mengatasi pertumbuhan demand listrik yang sangat cepat namun dengan modal yang

terbatas maka dibutuhkan jenis pembangkit yang sesuai dengan kondisi ini. Pembangkit

Listrik Tenaga Uap ( PLTU ) adalah pilihan teknologi yang murah dan terbukti cukup handal.

Didukung oleh ketersediaan sumber batubara dalam negeri sehingga pasokannya dapat

terjaga.

Beberapa isu yang berkembang banyak menyudutkan PLTU sebagai pembangkit yang

menyebabkan global warming. Hal ini tidak boleh membuat kita terlena dan lari dari

kenyataan bahwa demand listrik terus naik. Untuk negara berkembang memang dibutuhkan

pembangkit-pembangkit “kotor” untuk mendorong industri pengolahan dan manufaktur yang

membutuhkan daya listrik yang sangat besar dan reliabilitas tinggi. PLTU mampu menjawab

tantangan tersebut.

Teknologi yang berkembang juga dapat membuat PLTU menjadi pembangkit yang bersih

seperti dengan menggunakan Electro Static Precipitator ( ESP ) yang mampu mengurangi fly

Feasibility Study – TI3003 1

ash secara signifikan. Teknologi lain yang sedang berkembang adalah CO2 capture dimana

CO2 ditangkap dan disimpan dalam perut bumi untuk menjaganya agar tidak lepas dari

atmosfer. Untuk kasus Indonesia kita mempunyai hutan yang luas dan merupakan jantung

dunia

PLTU merupakan pilihan yang tepat untuk menunjang pertumbuhan ekonomi Indonesia

sekaligus mempersiapkan energi alternatif lain pengganti pembangkit fosil.

1.2 Rumusan masalah

Beberapa masalah yang muncul antara lain

Energi merupakan kebutuhan primer bagi masyarakat modern

Pertumbuhan energi nasional tiap tahun sekitar 9 %

Dibutuhkan daya listrik yang besar dan reliabilitas tinggi untuk menyokong kegiatan

industri

1.3 Tujuan perancangan

Tujuan dari perancangan PLTU adalah

1. Menyediakan pembangkit listrik dengan kapasitas 3 x 150 MW untuk memenuhi

kebutuhan beban

2. Penyediaan listrik dengan daya besar dan suplai yang kontinyu

1.4 Ruang lingkup perancangan

Ruang lingkup perancangan dibatasi pada aspek-aspek prinsip dalam perancangan

PLTU. Detail perancangan hanya sebatas subsistem yang merupakan bagian utama

pendukung PLTU. Operasi PLTU yang ditinjau merupakan operasi dasar untuk menjaga

keberjalanan sebuah PLTU. Biaya maintenance dan pajak dalam hitungan persen ( % ).


Bab II

Deskripsi Teknologi

Deskripsi Prinsip Teknologi

Pembangkit Listrik Tenaga Uap ( PLTU ) adalah sebuah pembangkit listrik yang

menggunakan tenaga uap air sebagai penggerak utamanya. Uap yang digunakan untuk

memutar turbin diperoleh dengan cara memanaskan air hingga mendidih. Putaran turbin lalu

dikopel dengan generator. Generator yang berputar akan menghasilkan listrik. Untuk dapat

memanaskan uap maka diperlukan suatu bahan bakar. Bahan bakar sebuah PLTU adalah

batubara.

Gambar siklus uap dan air pada PLTU

Air yang akan dijadikan uap pertama-tama ditaruh pada boiler drum di atas boiler.

Batubara yang sudah dihaluskan dengan pulverizer dibakar didalam boiler. Air di dalam

boiler drum dialirkan pada waterwall yang tersusun pada permukaan boiler. Karena adanya

pembakaran di dalam boiler maka temperatur air naik hingga mencapai 500 derajat celcius.

Uap air dengan temperatur tinggi dan bertekanan lalu dimasukkan ke dalam High Pressure

Turbine. Setelah keluar dari turbin uap air masih memiliki panas dan tekanan yang tinggi

sehingga dimasukkan ke dalam boiler lagi. Dari boiler uap air dimasukkan ke dalam

Intermediate Pressure Turbine. Untuk meningkatkan efisiensi uap air sekali dimasukkan ke

dalam boiler dan digunakan untuk memutar Low Pressure Turbine. Uap keluaran dari LP


Turbine didinginkan agar fasanya menjadi cair pada kondensator. Pada kondensator terjadi

perpindahan panas dari uap dengan air laut. Idealnya siklus ini terjadi secara tertutup, namun

karena uap yang dihasilkan oleh boiler tidak seluruhnya memenuhi spesifikasi yang

diharapkan maka ada beberapa uap yang dibuang. Untuk menggantikan uap yang dibuang

maka perlu ada sistem pengisian air kembali. Air yang diisikan merupakan air laut yang

sudah diproses menjadi air tawar murni yang bebas dari mineral.

PLTU dipilih karena teknologi ini mempunyai tingkat maturitas yang tinggi sehingga

performanya dapat diandalkan. Batubara yang merupakan karunia Tuhan hendaknya

dimanfaatkan sebaik-baiknya untuk kesejahteraan rakyat. Untuk mengatasi masalah-masalah

terhadap pencemaran oleh gas buang PLTU dapat diatasi dengan teknologi yang semakin

maju. Sisa hasil pembakaran batubara juga dapat dimanfaatkan kembali sehingga batubara

yang pada beberapa tahun lalu terkenal mencemari lingkungan kini dapat diatasi dengan

teknologi-teknologi baru.

Detalasi Rancangan Teknologi

Pembangkit listrik tenaga uap dengan bahan bakar batubara terdiri dari beberapa unsur, yaitu

unsur sipil dan sarana, unsur pasokan bahan bakar batubara, sistem boiler, sistem turbin dan

generator sinkron, trafo penaik tegangan dan gardu induk yang menyalurkan energi ke pusat

beban melalui sistem jaringan transmisi.

2.1 Diagram Satu Garis Proses dan Konfigurasi Sistem

Diagram satu garis proses digunakan untuk memudahkan dalam membaca alur

proses pembangkitan mulai dari pemrosesan energi primer dikonversi menjadi energi listrik.

Diagram satu garis untuk PLTU Lontar dibagi menjadi 2 bagian utama yaitu:

a. siklus bahan bakar batubara (lihat Gambar 3.1)

b. siklus air dan uap (lihat Gambar 3.3)

Diagram siklus bahan bakar akan menceritakan proses penanganan batubara,

pembakaran di dalam boiler dan terakhir menjadi abu (fly ash). Sedangkan diagram siklus air

dan uap akan menceritakan proses pengambilan air laut yang dirubah menjadi air tawar

sebagai bahan untuk membuat uap untuk memutar turbin uap dan generator, uap yang keluar

dari turbin masuk ke condensor dan berubah menjadi air karena adanya proses pengembunan.


2.2 Komponen Mekanikal

Secara umum peralatan utama mekanikal di PLTU Lontar terdiri dari beberapa

bagian antara lain:

a.Coal handling system: ship unloader, belt conveyor, coal yard, stacker reclaimer,

emergency reclaim hopper, transfer tower, crusher, pulverizing dan prosesnya dikendalikan

oleh coal handling control room (CHCR).

b.Water treatment plant: multi effect desalination (MED), fresh water storage tank,

demineralization water, condensate pump, low pressure heater (LP Heater), deaerator,

boiler feed pump, high pressure heater (HP Heater)

c.Boiler: economiser, boiler drum (feed water pipe, downcomer, waterwall pipe, steam

outline pipe), heater (super heater, reheater, air intake, air preheater)

d.Cooling sytem: circulating water pump (CWP), Sodium Hypochloride, condensor.

e.Steam turbine: high pressure turbine, intermediate pressure turbine, low pressure turbine

f.Electric generator: synchron generator dan excitation

g.Ash handling: ash hopper, forced draft fan, electrostatic precipitator, induced draft fan,

chimney stack, ash yard

h.Boiler start up: HSD tank, fuel diesel pump house, burner


2.3 Coal Handling System

PLTU Lontar adalah pembangkit tenaga listrik yang menggunakan bahan bakar

batubara dengan kapasitas pembangkitan 3 x 315 MW. Dalam kondisi aktual setelah

mencapai beban generator sekitar 20% (60 MW) maka bahan bakar solar (burner HSD) akan

dihentikan dan pembakaran digantikan dengan pasokan batubara. Untuk mencukupi kapasitas

pembangkitan tersebut dibutuhkan suplai batubara dalam jumlah yang mencukupi. Oleh

karena itu diperlukan suatu penanganan khusus terhadap bahan bakar batubara tersebut yang

dinamakan coal handling system.

Coal handling system berfungsi menangani mulai dari pembongkaran batubara dari

kapal / tongkang (ship unloading area), converyor belt, penimbunan / pengerukan (stacker /

reclaimer) di coal yard, transfer tower hingga ke pengisian batubara ke coal bunker. Jenis

batubara yang digunakan di PLTU Lontar adalah jenis low rank atau batubara berkalori

rendah yaitu sekitar 3.900 – 4.250 kkal / kg. Batubara dengan kalori rendah ini biasanya

digunakan untuk pengoperasian normal PLTU (batubara reguler).

Batubara ini disuplai oleh vendor batubara yang berasal dari Sumatera dan

Kalimantan. Beberapa vendor Batubara antara lain dari PT Bukit Asam. Batubara dikirim

melalui jalur laut menggunakan tongkang (burge) kemudian dengan unloading jetty

(dermaga) batubara dipindahkan ke coal yard area dengan menggunakan belt conveyer.

Persediaan batubara ditampung di lapangan terbuka (coal yard area) dan untuk

melayani kebutuhan pembakaran di boiler dimana batubara akan ditampung pada coal bunker

(silo) yang berfungsi menimbun batubara siap pakai atau yang sudah digiling. Untuk

memecah batubara menjadi ukuran yang lebih kecil sebelum dihaluskan lagi oleh pulverizer

digunakan suatu alat yang disebut crusher. Batubara sebelum masuk ke crusher house akan

dibuang kandungan besinya melalui magnetic separator.

Pemasokan batubara dari coal bunker ke burner ruang bakar dilakukan melalui coal

feeder, mill pulverizer, dan coal pipe. Untuk menghasilkan pembakaran yang efisien,

batubara yang masuk ruang pembakaran harus digiling terlebih dahulu hingga berbentuk

serbuk / tepung (pulverized coal). Penggilingan atau penggerusan batu bara menjadi serbuk

dilakukan dengan mill pulverizer yang dikenal juga dengan nama bowl-mill. Disebut bowl-

mill karena di dalamnya terdapat mangkuk (bowl) tempat batubara ditumbuk dengan grinder.

Pemasukan batubara dari coal bunker ke pulverizer diatur dengan coal feeder. Dengan alat


ini, maka dapat dilakukan pengaturan dan pencatatan jumlah aliran batubara yang dapat

dilakukan melalui control room.

Sedang untuk membawa bubuk batubara ke coal burner, dihembuskan udara primer

ke mill. Udara primer dihasilkan oleh primary air fan (PAF) dan bergabung dengan udara

sekunder dari secondary air fan (SAF) didalam ruang burner lalu terbakar dalam ruang bakar

boiler. Jumlah produksi uap pada boiler tergantung pada panas hasil pembakaran batubara

serbuk tersebut.

2.3.1 Ship Unloader (Darmaga)

Ship Unloader adalah suatu peralatan yang digunakan untuk melakukan

pembongkaran batubara dari kapal yang tidak mempunyai peralatan bongkar sendiri (non self

unloading). Peralatan ini dilengkapi dengan Grab (Bucket) dengan kapasitas bongkar 22 ton.

Grab mempunyai 3 motor yang menggerakan yaitu :

a. Close Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab membuka dan menutup (open-

closed)

b. Hold Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab naik dan turun (up-down)

c. Trolly Motor Brake berfungsi sebagai gerakan Grab maju dan mundur.

2.3.2 Belt Conveyor (Ban Berjalan)

Fungsi dari belt conveyor adalah untuk membawa material batubara dari ship

unloader area ke coal yard area. Belt conveyor berbentuk semacam sabuk besar yang terbuat

dari karet yang bergerak melewati head pulley dan tail pulley yang keduanya berfungsi untuk

menggerakkan belt conveyor, serta tensioning pulley yang berfungsi sebagai peregang belt

conveyor. Untuk menyangga belt conveyor beserta beban batubara yang diangkut dipasang

idler pada jarak tertentu di antara head pulley dan tail pulley. Idler berupa bantalan berputar

yang dilewati oleh belt conveyor.

Batubara yang diangkut oleh belt conveyor dituangkan dari sebuah bak peluncur

(chute) diujung tail pulley kemudian bergerak menuju ke arah head pulley. Biasanya, muatan

batubara akan jatuh ke dalam bak peluncur lainnya yang terletak di bawah head pulley untuk


diteruskan ke belt conveyor lainnya atau masuk ke bak penyimpan. Di setiap belokan antar

belt conveyor satu dengan yang lain dihubungkan dengan Transfer Tower

2.3.3 Coal Yard

Coal yard adalah tempat penampungan persediaan batubara yang ditempatkan di lapangan

terbuka. Coal Yard di PLTU kapasitas 160.000 – 200.000 ton / bulan, dan memiliki panjang

lapangan 211,6 meter dan lebar 91,6 meter dengan ketinggian maksimal live stock pile 7,0

meter dan ketinggian maksimal untuk dead stock pile 12,0 meter.

2.3.4 Stacker / Reclaimer

Peralatan ini digunakan untuk penimbunan (stacking) dan pengerukan (reclaiming)

batubara di coal yard area. Batubara yang dikeruk kemudian dibawa dengan belt conveyor

untuk dilakukan proses transfer menuju Coal Bunker. Kapasitas stacker / reclaimer di PLTU

625 ton / jam dengan radius 33 m.

2.3.5 Emergency Reclaim Hopper

Merupakan tempat pembongkaran batubara dalam keadaan darurat. Dilengkapi

dengan corong untuk mencegah abu batubara yang berterbangan saat pembongkaran.

Peralatan ini bisa naik secara otomatis jika ketinggian batubara di bawahnya sudah

mempunyai jarak sesuai setelan tertentu.

2.3.6 Transfer Tower

Pengaturan arah aliran batubara dilakukan di suatu bangunan yang memuat alat pemindah

arah aliran yang pengendaliannya dapat dikendalikan dari Control Room Coal Handling

(CHCR). Bangunan ini dikenal dengan nama Transfer Tower.

2.3.7 Crusher House

Berfungsi untuk menghancurkan batubara sehingga batubara berukuran 30 mm.

Peralatan ini dirancang hanya untuk menghancurkan batubara, bukan untuk batu atau material

lain. peralatan ini dilengkapi dengan beberapa alat pengaman di antaranya: vibration sensor,

winding temperature sensor, space heater. Kapasitas crusher di PLTU Lontar yaitu sekitar

800 ton / jam dengan asumsi kepadatan 0,8 ton / m3.


2.3.8 Coal Bunker

Coal bunker berada di sisi akhir belt conveyor. Coal bunker memiliki bentuk corong

besar (hopper) dan berfungsi untuk menampung batubara dengan kuantitas relatif banyak

sebelum diarahkan ke conveyor. Coal hopper dilengkapi dengan coal pulverizer untuk

membuat batubara menjadi lebih halus dan chute yang digunakan untuk memudahkan

batubara meluncur, sehingga tidak menggumpal maupun terjadi penyumbatan.

2.3.9 Coal Handling Control Room (CHCR)

Berfungsi sebagai tempat dimana operator memantau seluruh kegiatan peralatan yang

bersangkutan dengan batubara dan abu batubara hasil dari pembakaran.

2.3.10 Coal Dryer

Pengering batubara digunakan untuk mengurangi kadar air yang terkandung dalam

batubara. Kandungan air yang ada dalam batubara akan mempengaruhi kalori batubara yang

akan masuk ke dalam boiler. Dengan batubara yang kering maka sistem coal handling akan

bekerja dengan baik. Kinerja pada sistem coal handling biasanya agak terganggu karena

batubara yang basah akan mudah melekat pada dinding-dinding, belokan dan penyempitan.

Selain meningkatkan efisiensi juga meningkatkan realibilitas sistem secara general.


2.4 Water Treatment Plant

PLTU menggunakan air laut sebagai:

a. bahan baku air tawar untuk menghasilkan uap kering yang digunakan untuk

menggerakkan turbin uap, dan

b. sebagai circulating water untuk pendinginan di condensor.

2.4.1 Tahap Penyaringan Kotoran (Pretreatment of Seawater)

Air laut yang menjadi bahan baku utama dialirkan menuju pretreatment of sea water pond

yang dipompa oleh circulating water pump (CWP). Selanjutnya air laut difiltrasi

menggunakan travelling screen untuk menghilangkan kotoran-kotoran yang berukuran besar.

Dari pretreatement of sea water pond, air laut dialirkan ke primary filter dengan pompa, dan

untuk menghambat pertumbuhan biota-biota laut maka diinjeksikan Sodium Hypochloride

dengan kadar tertentu. Di perjalanan, air tersebut diinjeksikan senyawa koagulan FeSO4 yang

berfungsi untuk mengumpulkan partikel-partikel berukuran kecil menjadi partikel-partikel

berukuran lebih besar sehingga lebih mudah dilakukan proses filtrasi.

Setelah injeksi FeSO4, air dialirkan menuju ke filter pertama yang disebut dengan Primary

Filter yang bertujuan untuk menahan suspended solids yang terkandung di dalam air laut.

Filter ini berjenis multi media filter yang berarti menggunakan beberapa jenis komponen

yang berbeda pada satu filter. Komponen-komponen tersebut adalah antrasit pada lapisan

atas, pasir pada lapisan tengah, garnet pada lapisan paling bawah, dan gravel sebagai media

pendukung. Dari primary filter air dialirkan menuju polishing filter yang memiliki komponen

sama dengan primary filter dengan tujuan untuk lebih membersihkan air dari suspended

solids yang ada.


http://onnyapriyahanda.com/wp-content/uploads/2011/11/20111127-071715-PM.jpg

Setelah melalui proses filtrasi di primary dan polishing filter, air ditampung di sebuah

tangki bernama filter tank. Air di filter tank selain akan menuju ke proses selanjutnya juga

digunakan untuk proses backwash pada primary dan polishing filter. Tahapan selanjutnya, air

dari filter tank dialirkan menuju Condesor dan Multi Effect Desalination.

2.4.2 Multi Effect Desalination (MED)

Air dari cartridge filter dialirkan menuju proses Desalination Reverse Osmosis.

Desalination Reverse Osmosis adalah proses filtrasi dengan menggunakan membran semi

permeable dengan jalan membalik proses Osmosis. Pada tahap ini, air laut sudah berubah

menjadi air tawar, dari konduktivitas 52.000 μS/cm sebelum masuk proses menjadi +/- 15.6

μS/cm di akhir proses reverse osmosis ini.

Selanjutnya air akan mengalami proses decarbonator atau proses menghilangkan

kandungan CO2 dalam air. CO2 harus dihilangkan karena ia akan membentuk bikarbonat jika

di dalam air dan dapat menurunkan pH. Proses ini dengan jalan menghembuskan udara ke

dalam tangki air sisi bawah menggunakan blower, sehingga udara akan mengikat CO2 dalam

air.

2.4.3 Portable Reservoir

Setelah itu air dari MED ditampung kembali di tangki Fresh Water Tank. Dari tangki

ini, air dialirkan ke dua jalur yaitu jalur pertama untuk digunakan sebagai Portable Reservoir

dan Service Water, dan jalur yang kedua adalah menuju proses demineralisasi.

Air yang digunakan untuk portable reservoir dan service water mengalami proses-proses

lanjutan sebagai berikut:

Diinjeksi soda ash yang bertujuan untuk menaikkan pH menjadi 9,2 - 9,6.

Penambahan sodium silikat untuk membuat lapisan pasif di permukaan pipa.

Air untuk potable water dialirkan ke carbon filter yang bertujuan untuk

menghilangkan warna, bau, dan rasa. Kemudian diinjeksikan sodium hypochloride

untuk membunuh mikroorganisme air. Selanjutnya potable water masuk ke potable

water tank sebelum dapat dipergunakan secara umum.

Sedangkan service water dialirkan ke service tank dan dipergunakan untuk keperluan

umum serta kebutuhan pemadam kebakaran.


2.4.4 Demineralisation

Tahap ini menggunakan air dari hasil tahap Mixed Bed. Demineralisasi juga

menggunakan proses reverse osmosis, yang membedakan adalah penggunaan membran semi

permeable jenis lain. Air yang keluar dari proses ini akan memiliki nilai konduktifitas sebesar

hanya < +/- 0.3 μS/cm dari +/- 15.6 μS / cm pada saat sebelum proses.

Selanjutnya air dialirkan menuju mixed bed dengan tujuan untuk menangkap ion-ion

baik positif maupun negatif yang terdapat di dalam air dengan menggunakan resin. Resin

merupakan polimerisasi dari difinil benzena dan stirine serta ditambah dengan gugus aktif.

Kation resin memiliki gugus aktif H+ sedangkan anion resin memiliki gugus aktif OH-.

Air hasil dari proses demineralisasi inilah yang selanjutnya dipergunakan sebagai

media kerja untuk proses siklus air – uap air. Selain itu juga dipergunakan sebagai media

kerja auxiliary cooling water dan pendingin pada stator generator.

2.5 Cooling System

2.5.1 Condensor

Condenser adalah perangkat penukar panas (heat exchanger) yang digunakan untuk

mendinginkan uap yang lepas setelah memutar turbin uap dan masuk ke condensor untuk

dirubah ke bentuk cair melalui pipa-pipa kecil (tube) yang didinginkan dengan menggunakan

aliran air secara langsung (once through). Jenis pipa yang digunakan bermacam-macam

sesuai dengan jenis air yang digunakan. Apabila yang digunakan air laut, biasanya digunakan

pipa titanium atau Cu-Ni (Cupro-Nickel) sedangkan apabila yang digunakan air tawar

digunakan Aluminium-Brass atau Stainless Steel. Uap yang telah berubah menjadi air kembali

akan ditampung ke dalam hotwell untuk kemudian dipompa melalui pemanas bertekanan

rendah (low pressure heater) sebelum masuk ke Deaerator.




2.5.2 Cooling Water

Untuk mendinginkan condensor dipergunakan air dari pretreatment of seawater pond

dialirkan ke condensor dan disirkulasikan melalui pipa – pipa di dalam condensor. Air

pendingin yang diambil dari air laut akan mendinginkan uap panas sehingga berubah menjadi

air murni kembali dan disirkulasikan kembali ke boiler untuk dipanaskan menjadi uap dan

memutar turbin. Air pendingin yang diambil dari laut sekarang menjadi hangat karena adanya

pertukaran panas di dalam condensor, dikembalikan lagi ke laut.

2.5.3 Boiler Feed Pump (BFP)

Boiler Feed Pump (BFP) adalah pompa pengisi air ke boiler yang memompa air dari

Condensor ke Deaerator, melewati pemanas awal pada High Pressure Heater (HP Heater)

menuju Economizer dan selanjutnya ke Drum Boiler.

2.5.4 Deaerator

Deaerator adalah peralatan yang digunakan untuk mengurangi kandungan gas

terutama untuk membatasi kandungan oksigen dalam air selama proses pembuatan uap dan

pembangkitan listrik. Hal ini dilakukan agar tidak menyebabkan terjadinya proses karat

(korosi) dalam pipa-pipa baik pada heat exchanger maupun boiler. Selain itu Deaerator juga

berfungsi sebagai pemanas yang pada umumnya dengan cara kontak langsung dan fungsi

penyimpanan air umpan boiler. Tangki penyimpanan air umpan berbentuk silinder dengan

ujung-ujungnya berbentuk hemispherical. Tangki penyimpanan ini biasanya didesain dengan

kapasitas setara dengan lima menit maksimum “feed water flow”. Kapasitas ini berdasarkan

pada level normal pada tangki tersebut. Air umpan dari Deaerator dikumpulkan pada

”sprouts” dan dialirkan pada kedua sisi vessel. Kemudian air mengalir ke bagian suction feed

water pump. Konstruksi Deaerator terdiri dari “deaerator-dome” dan “feed water tank” yang

secara detail konstruksinya tergantung dari desain masing-masing fabrikator. Penempatan

Deaerator berada pada elevasi di atas pompa umpan boiler (Boiler Feed Pump) agar Net

Positive Suction Head (NPSH) terjadi secara maksimum.

Salah satu tipe Deaerator adalah jenis steamjet. Deaerator jenis ini diletakkan di atas

tangki penyimpanan air umpan (feed water storage tank) yang dihubungkan dengan pipa. Air

yang harus dideaerasi dimasukkan ke Deaerator melalui header yang terletak di bagian atas

vessel. Bagian atas Deaerator adalah “tray region”. Air mengalir berlawana arah dengan arah

uap setelah melewati tray dengan susunan tertentu. Aliran air yang jatuh meninggalkan tray


berlubang (perforated tray) mempunyai rasio permukaan dengan volume besar, untuk

membantu heat transfer dan menurunkan difusi “non condensable gas”.

Bagian bawah Deaerator adalah daerah “steamjet”. Uap diekspansi pada orifice dan

air disemprotkan untuk dikumpulkan pada suatu tempat. Di sinilah bagian deaerasi yang

mempunyai koefisien heat transfer yang paling efisien karena kondisi aliran yang turbulen.

2.6 Boiler

Boiler atau ketel uap adalah ruang untuk melakukan proses pemanasan yang akan

merubah air menjadi uap kering bertekanan yang nantinya uap ini akan digunakan untuk

memutar turbin uap. Boiler memiliki beberapa peralatan pendukung seperti :

a. Economizer

b. Drum boiler

c. Down comer

d. Tube wall

e. Heater

2.6.1 Economizer

Economizer berfungsi untuk meningkatkan temperatur air (pemanasan awal) sebelum

masuk ke boiler untuk selanjutnya dialirkan ke steam drum. Komponen ini berada di dalam

boiler yang terdiri dari rangkaian pipa-pipa (tubes) yang menerima air dari inlet. Sumber

panas yang diperlukan oleh alat ini berasal dari gas buang dalam boiler. Air mengalir dalam

pipa-pipa, sementara di luar mengalir gas panas yang berasal dari hasil pembakaran boiler.

Selanjutnya uap panas tersebut dimanfaatkan untuk memanaskan air sehingga temperaturnya

meningkat.

Penggunaan Economizer untuk pemanasan awal sangatlah penting, karena:

a. Hal tersebut dapat meningkatkan efisiensi boiler secara keseluruhan, karena panas

yang ada pada uap bisa dimanfaatkan untuk meningkatkan temperatur uap.

b. Dengan memanaskan air sebelum air diubah menjadi uap di boiler, berarti

mempermudah kerja boiler, hanya sedikit saja panas yang perlu ditambahkan.

c. Pemanasan air hanya akan mengurangi thermal shock pada boiler


2.6.2 Boiler Drum

Berfungsi untuk menyimpan air dalam volume yang besar dan untuk memisahkan uap

dari air setelah proses pemanasan yang terjadi dalam boiler. Secara umum, ada empat jenis

pipa sambungan dasar yang berhubungan dengan steam drum, yaitu:

a. Deed Water Pipe

Berfungsi mengalirkan air dari Economizer ke pipa distribusi yang panjangnya sama

persis dengan Steam Drum. Pipa distribusi berfungsi mengalirkan air dari Economizer secara

merata ke seluruh bagian Steam Drum.

b. Down comer (Pipa turun)

Ditempatkan di sepanjang bagian dasar Steam Drum dengan jarak yang sama antara

yang satu dengan yang lainnya. Pipa-pipa ini mengalirkan air dari Steam Drum menuju

Boiler Circulating Pump. Boiler Water Circulating Pump (BWCP) digunakan untuk

memompa air dari Down comer dan mensirkulasikannya menuju Waterwall yang kemudian

air tersebut dipanaskan oleh pembakaran di Boiler dan dikirim kembali ke Steam Drum.

c. Waterwall Pipe

Terletak di kedua sisi Steam Drum dan merupakan pipa-pipa kecil yang berderet

vertikal dalam Boiler, setiap pipa disambung satu sama lain agar membentuk selubung yang

kontinu dalam Boiler. Konstruksi seperti ini disebut konstruksi membran. Waterwall bertugas

untuk menerima dan mengalirkan air dari Boiler Circulating Pump kemudian dipanaskan

dalam Boiler dan dialirkan ke Steam Drum.

d. Steam Outlet Pipe

Merupakan sambungan terakhir, diletakkan di bagian atas Steam Drum untuk

memungkinkan saturated steam keluar dari Steam Drum menuju Superheater. Dalam steam

drum, saturated steam akan dipisahkan dan diteruskan untuk pemanasan lebih lanjut di

Superheater, sedangkan airnya tetap berada dalam Steam drum dan dialirkan ke Down comer,

dari sini proses akan dimulai lagi. Selain pipa tersebut, juga terdapat Blowdown Pipe yang

letaknya di bagian bawah Steam Drum, tepat di bawah permukaan air. Saat air berubah

menjadi uap, kotoran-kotoran air akan tetap tinggal di air dalam Steam Drum. Jika

konsentrasi kotoran tersebut menjadi tinggi, kemurnian steam yang keluar dari Steam Drum

akan terpengaruh dan akan terbawa ke Super Heater ataupun ke Turbin. Blowdown pipe akan


menghilangkan sebagian kotoran air Boiler dari permukaan Steam Drum, dan

mengalirkannya sehingga dapat mengurangi konsentrasi kotoran dalam air Boiler, dan pada

akhirnya dapat menjaga Superheater dan Turbin tetap bersih.

2.6.3 Down Comer

Down Comer berupa pipa berukuran besar, yang menghubungkan bagian bawah

boiler drum dengan Lower Header.

Down comer berfungsi untuk mengalirkan air turun dari boiler drum menuju lower

header. Dari lower header air akan masuk ke tube wall (riser) untuk diubah menjadi uap dan

kembali ke boiler drum.

2.6.4 Tube Wall

Panas yang dihasilkan oleh proses pembakaran di dalam tungku (furnace) sebagian

diberikan kepada air yang ada di dalam tube wall sehingga air berubah menjadi uap. Selain

berfungsi untuk merubah air menjadi uap tube wall juga mencegah penyebaran panas dalam

furnace ke udara luar.

2.6.5 Heater

Untuk area heater dibagi menjadi super heater, reheater dan air preheater.

a. Superheater (SH)

Superheater merupakan kumpulan pipa boiler yang terletak dijalan aliran gas panas

hasil pembakaran. Panas dari gas ini dipindahkan ke saturated steam yang ada dalam pipa

Superheater, sehingga berubah menjadi Super Heated Steam.

Superheater ini ada dua bagian, yaitu Primary Superheater dan Secondary

Superheater. Primary Superheater merupakan pemanas pertama yang dilewati oleh Saturate

Steam setelah keluar dari Steam drum, setelah itu baru melewati Secondary Superheater dan

menjadi Super Heated Steam. SH Steam akan dialirkan untuk memutar High Presure Turbin,

dan kemudian tekanan dan temperaturnya akan turun.


1) Low Temperature Super Heater (LTSH)

2) High Temperatur super Heater (HTSH)

b. Reheater

Setelah tekanan dan temperatur SH Steam turun maka SH Steam tersebut akan

dikembalikan ke boiler untuk pemanasan ulang. Pemanasan ulang ini berlangsung di bagian

boiler yang disebut reheater yang merupakan kumpulan pipa boiler yang diberi panas dari

gas pembakaran seperti Superheater. Jadi reheater berfungsi untuk menaikkan temperatur SH

Steam tanpa mempengaruhi tekanannya. Di bagian reheater, SH Steam akan dikembalikan

untuk memutar Intermediate Presure Turbine (IP) dan Low Presure Turbine (LP).

c. Air Preheater

Air Preheater adalah instrumen yang sistem kerjanya berputar dengan putaran rendah

dan berfungsi untuk memanasi udara pembakaran sebelum dikirim ke furnace. Pemanas

udara pembakaran tersebut diambil dari gas buang hasil pembakaran dari furnace yang

dialirkan melalui Air Preheater sebelum dibuang ke Chimney Stack.

d. Desuperheater

Desuperheater terletak diantara low temperatur superheater dan high temperature

super heater yang berfungsi untuk mengendalikan temperatur uap dengan cara memancarkan

air dari pemanas tekanan tinggi ke dalam uap.

2.7 Turbine (Prime Mover)

Turbin adalah alat yang berfungsi untuk merubah energi kinetik menjadi energi

mekanik. Pada PLTU, turbin yang digunakan adalah turbin uap (steam turbine), memiliki

sudu-sudu 20 tingkat. Sudu-sudu pada turbin ini terdiri dari sudu tetap dan sudu gerak. Turbin

uap ini juga dilengkapi dengan 2 (dua) Main Stop Valve dan 4 (empat) Governor Valve.


2.8 Synchronous Generator

Synchronous Generator merupakan peralatan yang dapat mengubah energi mekanik

menjadi energi listrik. Generator yang digunakan adalah generator sinkron yang mempunyai

2 buah kutub, dengan tegangan keluaran 20 kV / 3P dengan kapasitas daya sebesar 150 MW.

Jumlah Generator yang terpasang ada 3 (tiga) unit.

Konstruksi Generator adalah seporos dengan turbin uap sehingga dengan berputarnya

turbin maka Generator ikut berputar. Generator dilengkapi dengan penguatan dari Exciter

maka generator menghasilkan energy listrik 3 phasa dengan tegangan 20 kV. Selanjutnya

tegangan keluaran dari generator disalurkan melalui Generator Transformer dan tegangannya

dinaikan menjadi 150 kV menuju Gas Insulated Switchgear (GIS) yang merupakan Gardu

Induk 1,5 PMT. Sistem penyaluran melalui saluran udara tegangan tinggi 150 kV.

2.8.1 Prinsip Kerja Generator Sinkron

Prinsip dasar generator arus bolak-balik menggunakan hukum Faraday yang

menyatakan jika sebatang penghantar berada pada medan magnet yang berubah-ubah, maka

pada penghantar tersebut akan terbentuk gaya gerak listrik, dimana rotor berlaku sebagai

kumparan medan (yang menghasilkan medan magnet) dan akan menginduksi stator sebagai

kumparan jangkar yang akan menghasilkan energi listrik. Pada belitan rotor diberi arus

eksitasi DC yang akan menciptakan medan magnet. Rotor ini dikopel dengan turbin putar

dan ikut berputar sehingga akan menghasilkan medan magnet putar. Medan magnet putar ini

akan memotong kumparan jangkar yang berada di stator. Oleh karena adanya perubahan

fluks magnetik pada tiap waktunya maka pada kumparan jangkar akan mengalir gaya gerak

listrik yang diinduksikan oleh rotor. Besarnya GGL yang dibangkitkan adalah :

E = C . n . Ø

dimana E = Gaya gerak induksi (Volt)

C = konstanta

N = kecepatan putaran generator

Ø = fluks

Jika terdapat N lilitan, maka persamaan dapat ditulis :


E = -N . dØ / dt = dengan N = 120 . f / p

dimana N = Banyaknya belitan kumparan

dØ = Banyaknya garis gaya magnet (fluks)

dt = Perubahan kecepatan perpotongan fluks dalam detik

ƒ = frekwensi (Hz)

Bila suatu generator mendapatkan pembebanan yang melebihi dari kapasitasnya,

maka dapat mengakibatkan generator tersebut tidak bekerja atau bahkan akan mengalami

kerusakan. Untuk mengatasi kebutuhan listrik atau beban yang terus meningkat tersebut, bisa

diatasi dengan menjalankan generator lain yang kemudian dioperasikan secara paralel dengan

generator yang telah bekerja sebelumnya, pada satu jaringan listrik yang sama. Keuntungan

dari menggabungkan 2 generator atau lebih dalam suatu jaringan listrik adalah salah satu

generator tiba-tiba mengalami gangguan, maka generator tersebut dapat dihentikan serta

beban dialihkan pada generator lain, sehingga pemutusan listrik secara total bisa dihindari.

Terhubungnya suatu generator dengan generator lainnya dalam suatu jaringan

interkoneksi yang disebut kerja paralel harus memenuhi persyaratan sebagai berikut:

Nilai efektif arus bolak-balik dari tegangan harus sama.

Tegangan Generator yang diparalelkan mempunyai bentuk gelombang yang sama.

Frekuensi kedua generator atau frekuensi generator dengan jala-jala harus sama.

Urutan fasa dari kedua generator harus sama.

2.8.2 Excitation System

Sistem eksitasi (penguatan) digunakan untuk mengatur tegangan keluaran yang

dihasilkan oleh synchron generator. Sistem berasal dari pasokan listrik DC.

Konstruksi sistem eksitasi generator cenderung ke sistem eksitasi tanpa sikat

(brushless), karena adanya sikat (brush) menimbulkan kesulitan, misalnya timbul loncatan

api pada putaran tinggi dan daya tinggi pada generator arus searah yang menghasilkan arus

penguat. Untuk menghilangkan sikat maka digunakan rotating dioda.


Berikut adalah keuntungan menggunakan eksitasi tanpa sikat sebagai berikut:

a. Energi yang diperlukan untuk excitacy diperoleh dari poros utama (main shaft), sehingga

keandalannya tinggi.

b. Biaya perawatan berkurang karena pada sistem eksitasi tanpa sikat (brushless excitation)

tidak terdapat sikat, komutator dan slip ring.

c. Pada sistem eksitasi tanpa sikat (brushless excitation) tidak terjadi kerusakan isolasi karena

melekatnya debu karbon pada farnish akibat sikat arang.

d. Mengurangi kerusakan (trouble) akibat udara buruk (bad atmosfere) sebab semua peralatan

ditempatkan pada ruang tertutup. Selama operasi tidak diperlukan pengganti sikat, sehingga

meningkatkan keandalan operasi dapat berlangsung kontinyu pada waktu yang lama.

e. Pemutus medan generator (generator field breaker), field generator dan bus exciter atau

kabel tidak diperlukan lagi.

f. Biaya pondasi berkurang, sebab aluran udara dan bus exciter atau kabel tidak memerlukan

pondasi.

Pada sistem eksitasi tanpa sikat, permasalahan timbul apabila terjadi gangguan

hubung singkat atau gangguan hubung tanah di rotor, serta apabila ada beberapa dioda yang

mengalami kerusakan, maka solusinya adalah melakukan penggantian dimana Unit harus

dimatikan terlebih dahulu, kejadian ini dapat menimbulkan distorsi medan magnet pada

generator yang selanjutnya menimbulkan vibrasi (getaran) berlebihan pada unit pembangkit.

2.9 Generator Transformer

Generator transformer adalah peralatan yang digunakan untuk menaikan tegangan

dari keluaran generator sinkron 20 kV ke tegangan transmisi 150 kV. Transfomer yang

dipergunakan memiliki spesifikasi teknis seperti yang terlihat pada Tabel 2.6.

2.10 Trafo Bantu / Auxiliary Transformer (UAT)

Trafo Bantu digunakan untuk membantu beroperasinya secara keseluruhan gardu

induk tersebut dan merupakan pasokan utama untuk alat-alat bantu seperti motor-motor

listrik 3 fasa yang digunakan ada motor pompa sirkulasi minyak trafo beserta motor motor

kipas pendingin. Yang paling penting adalah sebagai pemasok utama sumber tenaga

cadangan seperti sumber DC, dimana sumber DC ini merupakan sumber utama jika terjadi


gangguan dan sebagai pasokan tenaga untuk proteksi sehingga proteksi tetap bekerja

walaupun tidak ada pasokan arus AC. Transformator bantu sering disebut sebagai trafo

pemakaian sendiri sebab selain fungsi utama diatas, juga digunakan untuk penerangan,

sumber untuk sistim sirkulasi pada ruang baterai, sumber pengggerak mesin pendingin (Air

Conditioner) karena beberapa proteksi yang menggunakan elektronika / digital diperlukan

temperatur ruangan dengan temperatur antara 20 ºC – 28 ºC.

Untuk mengopimalkan pembagian sumber tenaga dari transformator bantu adalah

pembagian beban yang masing-masing mempunyai proteksi sesuai dengan kapasitasnya

masing-masing. Juga diperlukan pembagi sumber DC untuk ke setiap fungsi dan bay yang

menggunakan sumber DC sebagai penggerak utamanya. Untuk itu di setiap gardu induk

tersedia panel distribusi AC dan DC.

2.11 Ash Handling

2.11.1 Electrostatic Precipitator – Chimney Stack

Batubara yang dibakar akan menghasilkan burning Carbon Dioxide (CO2), Sulphur

Dioxide (SO2) dan Nitrogen Oxides (NOx). Gas – gas ini dikeluarkan dari boiler. Bottom ash

atau abu yang lebih tebal / berat yang terbuat dari serpihan coarse dijatuhkan ke bawah boiler

dan masuk ke silo untuk dibuang.

Fly ash atau abu yang sangat ringan terbawa oleh gas panas di dalam Boiler. Fly Ash

ini dtangkap oleh electrostatic precipitator (ESP) sebelum gas buang terbang ke udara

melalui cerobong asap (Chimney Stack). ESP berfungsi sebagai filter udara yang menyaring

atau menangkap 99.4% fly ash.


2.12 Fan

2.12.1 Induced Draft Fan (IDF)

Berfungsi untuk menghisap gas sisa pembakaran (flue gas) dari boiler menuju

cerobong (chimney stack) dan sekaligus membuat tekanan boiler menjadi minus / vacuum.

2.12.2 Forced Draft Fan (FDF)

Yaitu suatu alat yang berfungsi untuk menghasilkan udara pembakaran dengan cara

mendorong udara luar menuju ke ruang bakar yang sebelumnya dipanasi terlebih dahulu oleh

Secondary Air Heater (SAH).

2.12.3 Primary Air Fan (PAF)

Yaitu suatu alat yang berfungsi menghasilkan udara untuk menghembuskan batubara

yang dihaluskan di Mill Pulverizer menuju ke ruang bakar. Sebelum udara dipakai, terlebih

dahulu dipanasi oleh Primary Air Heater (PAH) dan temperaturnya dikontrol oleh Control

Dumper (Inlet Guide Fan). Heater ini juga memanfaatkan gas buang (flue gas).

2.12.4 Seal Air Fan (SAF)

Yaitu alat yang berfungsi menghasilkan udara sebagai perapat udara yang digunakan

pada Coal Feeder, Mill Pulverizer dan akses udara pada boiler.

2.13 Start Up PLTU Dengan Minyak HSD

PLTU adalah jenis pembangkit yang menggunakan bahan bakar batubara dan minyak

sebagai bahan bakar pembangkitan. Jenis bahan bakar minyak yang digunakan adalah jenis

minyak HSD (Solar), bahan bakar minyak digunakan saat unit start up PLTU Batubara

pertama kali. Sedangkan untuk batubara digunakan sebagai bahan bakar utama pembakaran.

HSD (High Speed Diesel) atau biasa disebut solar merupakan jenis bahan bakar

minyak sulingan yang digunakan untuk bahan bakar pada semua jenis mesin diesel dengan

putaran tinggi (di atas 1,000 rpm). Pada saat penerimaan HSD dari road tank oleh suplier

bahan bakar dipompakan menuju storage tank menggunakan unloading pump untuk

penyimpanan jangka panjang. Di PLTU terdapat dua tanki pada fuel oil system yaitu storage

tank yang berkapasitas 3000 m3 dan daily tank berkapasitas 750 m3 yang berfungsi sebagai

penyimpanan jangka pendek.

Untuk mensuplai kebutuhan bahan bakar sehari-hari pada unit PLTU maka HSD

dipompakan dari daily tank menggunakan HSD forwarding pump yang merupakan jenis


pompa centrifugal multistage untuk mengalirkan HSD untuk kebutuhan pada berbagai unit

pada PLTU di antaranya adalah untuk mensuplai bahan bakar yang digunakan untuk

pembakaran dalam boiler, auxiliary boiler, emergency diesel generator tank, sea water fire

fighting tank.

PLTU batubara ketika awal operasi pembakaran pada boiler masih menggunakan fuel

oil hingga mencapai beban 20%. Selanjutnya baru dilanjutkan pembakaran utama dengan

menggunakan batubara. Bahan bakar batubara pada PLTU batubara adalah sebagai bahan

bakar utama. Persediaan batubara ditampung di lapangan terbuka (coal yard area) dan untuk

melayani kebutuhan pembakaran di boiler, batubara ditampung pada bunker (silo) di tiap

boiler.

2.13.1 Minyak HSD (High Speed Diesel)

Fungsi minyak HSD pada PLTU Batubara adalah sebagai bahan bakar penyalaan /

pembakaran awal, menaikkan temperatur dan tekanan pada saat cold start serta berfungsi

sebagai stabilisasi pembakaran. Pada saat start dingin terjadi ketika turbin telah stop

(shutdown) kurang lebih 72 jam atau 3 hari. Solar digunakan sebagai penyala ( igniter) dan

untuk pembakaran awal pada saat cold start. Apabila pada boiler telah terjadi pemanasan

yang cukup dan timbul tekanan yang cukup, pembakaran dapat ditambah dengan menambah

oil gun HSD. Pengaturan kenaikan temperatur dapat dilakukan dengan menambah atau

mengurangi jumlah oil gun HSD. Secara otomatis bila temperatur naik, maka tekanan juga

akan naik. Penyalaan dapat dilakukan apabila boiler telah dibilas (purging) udara. Untuk

penyalaan dari ID Fan dan FD Fan selama lima menit. Aliran minyak HSD dapat diatur

secara otomatis dengan cara mengatur besarnya pembukaan katup pada pipa balik HSD.

Sehingga pengaturan tekanan minyak yang masuk ke boiler dapat dilakukan secara otomatis.

Operator hanya perlu memberikan set point besarnya tekanan HSD yang diperlukan.

2.14 Gardu Induk

Listrik yang dihasilkan oleh generator sinkron mempunyai tegangan keluaran 20 kV

dan akan dinaikkan tegangannya menjadi 150 kV melalui trafo penaik tegangan (step-up

transformer) dan ditransmisikan melalui SUTT ke Gardu Induk (GI). Tujuan dinaikkan

tegangannya adalah agar susut tegangan dari penampang kawat dapat direduksi secara

maksimal sehingga diperoleh operasional yang efektif dan efisien.

Sedangkan fungsi dari gardu induk adalah digunakan untuk:


a. Penyaluran beban

b. Pengaturan beban dari Gardu Induk (GI) ke GI lain

c. Pengukuran, pengawasan operasi dan pengamanan dalam sistem tenaga listrik

d. Sarana telekomunikasi (SCADA)

Pertimbangan utama penggunaan gas SF6 dalam GIS adalah :

a. Kekuatan dielektrik tinggi yaitu pada tekanan udara normal sebesar 2,5 kali udara

b. Tidak mudah terbakar dan tidak berbau.

c. Tidak beracun dan tidak berwarna.

d. Mengikuti hukum gas-gas pada umumnya.

e. Berat molekul 146 (udara 29).

f. Kepekaan ± 6 kg/m3 pada 0,1 MFA dan 10 oC

Sedangkan keuntungan menggunakan GIS adalah peralatannya dapat terpasang di

dalam gedung dan tidak membutuhkan lahan yang luas atau 6% dari GI konvensional atau

sekitar 3.000 m2.

Gardu Induk GIS di PLTU memiliki konfigurasi 1.5 busbar (rel), yaitu gardu induk

yang mempunyai dua (double) busbar, dan sistem ini karena sangat efektif dalam segi

operasional dan dapat mengurangi pemadaman beban pada saat melakukan perubahan sistem

(maneuver system). Sistem ini menggunakan 3 buah PMT di dalam satu diagonal yang

terpasang secara seri.


Gardu Induk memiliki beberapa perlengkapan / komponen listrik antara lain :

a. Pemutus Tenaga (PMT) / Circuit Breaker (CB) dengan isolasi SF6

b. Pemisah (PMS) / Disconnector Switch (DS)

c. Trafo Arus / Currrent Transformer (CT)

d. Trafo Tegangan / Potential Transformer (PT)

e. Peredam Surja Petis / Lightning Arrester (LA)

f. Trafo bantu / Auxiliaries Transformer (AUT)

g. Sakelar pentanahan / Earthing Switch

h. Peralatan SCADA dan Telekomunikasi

i. Relai Proteksi dan Papan Alarm

j. Kompensator

2.15 Variable Frequency Drive

Inverter merupakan alat untuk mengatur kecepatan putaran motor dengan cara

mengubah frekuensi listrik sesuai dengan kecepatan motor yang diinginkan. Secara sederhana

prinsip dasar dari Inverter (Variabel Frequency Drive) adalah mengubah input motor(Listrik

AC) menjadi DC dan kemudian dijadikan AC lagi dengan frekuensi yang dikehendaki

sehingga motor dapat dikontrol sesuai dengan kecepatan yang diinginkan.


Berikut rumus dasar pengaturan RPM yang tergantung dari frekuensi dan jumlah kutub

(pole):

Ns=120.f/p

Ket:

n : Kecepatan Motor ( rpm )

f : Frekuensi Listrik ( Hz )

P : Jumlah Kutub Motor

Alasan Menggunakan Inverter, Pertanyaannya kenapa sih kita harus menggunakan Inverter ?

Jawabannya selain karena Inverter bisa mengatur kecepatan motor juga karena hal-hal berikut

ini :

• Tersedia untuk berbagai ukuran daya

• Mampu menangani kebutuhan yang luas untuk torsi dan kecepatan.

• Adaptabel untuk segala kondisi operasi.

• Electric drive dapat dioperasikan secara cepat.

• Efisiensi tinggi

• Mudah dikontrol

• Dapat dioperasikan pada empat kuadran

• Meminimalisir konsumsi energi

2.16 Rancangan Operasi Teknologi

Pada operasi sebuah PLTU maka terdapat beberapa kegiatan dilakukan agar kegiatan

produksi listrik dapat terus berlangsung. Analisis kegiatan operasi akan dijelaskan lebih detail

dalam beberapa sub bab. Secara umum PLTU tidak akan dijalankan secara terus-menerus

dalam setahun. Diasumsikan Utilization Factor yang digunakan sebesar 80 %. Artinya dalam

satu tahun 365 hari pembangkit beroperasi selama 292 hari. PLTU meskipun berjalan pada


kondisi beban dasar tidak dioperasikan dalam kondisi maksimum. Asumsi digunakan bahwa

rata-rata hanya 95 % kapasitas yang digunakan.

2.16.1 Penyediaan batubara

Untuk dapat menjalankan proses pemanasan air maka diperlukan bahan bakar. Bahan

bakar yang digunakan diperoleh dari PT Bukit Asam. Jenis batubara yang digunakan

merupakan kelas bituminus dengan nilai kalori 4250 kkal/kg.

2.16.2 Maintenance

PLTU merupakan aset vital negara, sehingga perlu dijaga agar kondisinya tetap sama

seperti saat pertama dijalankan. Diperlukan perawatan secara berkala dan eventual sesuai

dengan kondisi aktual PLTU.

2.16.3 High Speed Diesel

Walaupun bahan bakar PLTU adalah batubara, tapi PLTU tetap membutuhkan bahan

bakar minyak. BBM digunakan untuk start awal PLTU, karena batubara tidak mudah dibakar

sehingga perlu dipicu oleh BBM.

2.16.4 Penjualan listrik

Bisnis utama di bidang pembangkitan energi adalah penjualan energi. Untuk kasus

PLTU energi yang dijual adalah energi listrik. Karena PLTU adalah pembangkit beban dasar

maka listrik dari PLTU pasti terpakai secara kontinyu. Harga jual listrik per kWH

diasumsikan seharga Rp. 850,00. Listrik ini dijual pada penguasa utama pasar listrik

Indonesia yaitu PT. PLN (Persero).

2.16.5 Penjualan abu

Hasil pembakaran batubara selain gas CO2 adalah abu yang tidak habis terbakar. Abu

hasil pembakaran batubara biasa dipakai untuk bahan aspal jalan. Sehingga abu batubara bisa

dimanfaatkan untuk menambah pengahasilan.

2.16.6 Keberlangsungan Alat

Umur PLTU dapat ditentukan dari kemampuan struktur utama penunjang PLTU.

Biasanya usia bangunan adalah sekitar 50 tahun. Untuk peralatan bergerak biaya penggantian


alat sudah termasuk dalam perhitungan biaya perawatan. Setelah usia 50 tahun sebuah PLTU

telah dikatakan telah habis masa pakainya.


Bab III

Proyeksi Cash Flow

Dalam merencanakan sebuah investasi, diperlukan data-data yang mendukung agar diperoleh keputusan yang paling menguntungkan bagi investor.

Pada Feasibility Study, digunakan data-data Planning Horizon, Minimum Attractive Rate of Return (MARR), serta estimasi biaya investasi awal, biaya operasi, nilai akhir pembangkit, dan sebagainya.

1. Pendefinisian Horizon PerencanaanHorizon Perencanaan (Planning Horizon) yang digunakan pada Feasibility Study PLTU Sumenep 3 x 150 MW adalah waktu standar operasi sebuah PLTU, yaitu 30 tahun. Pengambilan angka tersebut didasarkan pada kondisi setiap elemen yang terdapat pada pembangkit listrik tenaga uap. Elemen yang dimaksud adalah mesin dan struktur yang terkait. Pembangkit tenaga uap yang terdapat di Indonesia umumnya memiliki usia operasi hingga 30 tahun.

2. Discount Rate (MARR)Tingkat suku bunga minimum yang diambil pada Feasibility Study ini merupakan tingkat suku bunga dari Bank Indonesia, sebesar 7,5%. Dapat dikatakan MARR adalah benchmark dari tingkat suku bunga dan sebagai tolak ukur apakah investasi pembangkit listrik tenaga uap merupakan investasi yang layak atau justru sebaliknya.

3. Estimasi BiayaTerdapat komponen-komponen biaya esensial yang dikalkulasikan pada Feasibility Study, yaitu biaya investasi inisial, biaya operasional setiap tahunnya, nilai pada akhir masa guna (Salvage Value), dan energi yang dihasilkan setiap tahunnya untuk menghitung seberapa besar dana pemasukan.

Parameter EkonomiBerikut adalah beberapa nilai ekonomi yang dibutuhkan untuk menganalisis kelayakan investasi pembangkit uap.

Economic Parameter

Planning Horizon 30Years

Exchange Rate Rp 11.500Bank of Indonesia Rate 7,50%Marginal Attractive Rate of Return 7,50%Income Tax 28%


Detail Investasi Awal ( CAPEX )

Detail investasi awal berisi mesin dan kebutuhan apa saja yang diperlukan beserta

biayanya.

1. Biaya Pengerjaan Bidang Sipil

Berikut adalah rincian biaya dari pengerjaan bidang sipil dan konstruksi.

No

Price List Cost

Civil Works

1 Land Rp 11.428.571.430

2 Earthwork Rp 8.048.559.762

Implementaion of Works

Excavation and Backfill

Concrete Works

Masonry Works

3 Turbin Foundation Rp 36.362.386.667

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works

Structural and Miscellaneous Steel

Siding and Roofing

Architectural Finishing Works

Special Structures

4 Boiler and Auxiliary Foundation Rp 5.678.678.095

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


5 Cooling Water Intake and Discharge Structure Rp 8.478.752.857

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


6 Stack Foundation and Structure Rp 6.395.845.476

Piling Works


Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


7 Balance of Plant Foundation and Structure Rp 2.858.756.476

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


8 Coal Storage and Facilities Rp 9.198.176.429

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


9 Ash Disposal Area and Facilities Rp 2.197.732.143

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


10 Coal Unloading Jetty and Breakwater Rp 19.741.557.143

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Wharf Utilities and Navigational Aids

Breakwaters

11 Administration Building Rp 504.368.095

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing



12 Miscellaneous Building Rp 2.110.595.000

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


13 150 kV Switchyard Foundation and Structure Rp 633.715.714

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


14 Substation Building Rp 178.737.381

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works


Siding and Roofing


15 Site Finishing Rp 2.286.939.286

Piling Works

Earthworks

Concrete Works

Masonry Works

Roads, Paved Areas, and Landscapping

Subtotal Civil Works Rp 116.103.371.954

Diperoleh total biaya pengerjaan bidang sipil sebesar Rp116.103.290.954

2. Biaya Investasi Peralatan Listrik

Berikut adalah biaya investasi peralatan listrik untuk PLTU Sumenep 3 x 150 MW

No Price List Cost

Electrical

1 Power Station Rp 482.891.675.476

Complete Generator System

Isolated Phase Bus

Generator Circuit Breaker

Medium Voltage Switchgear


Non-Segregated Phase Bus

Power Distribution Center

Power Distribution Center Complete

Low Voltage Motor Control

Uninterruptible Power Supply

Emergency Diesel Generator

Batteries Complete

Cabling

Grounding and Lightning Protection

Cathodic Protection

Communication System

Power Plan Metering

Generator Transformer

Unit Auxiliary Transformer

Reserve Auxiliary Transformer

2 Substation Rp 48.341.876.429

150 kV Substation Complete

AC Distribution System

Batteries Complete

Uninterruptible Power Supply

Substation Metering

150 kV Cables

3 Control and Instrumentation Rp 115.522.346.429

Distributed Digital Control System

Power Plant Operation Control Desk

Local Instrument Panel Complete

Main Erection Material

Supervisory Control and Data Accuisition

4 Variable Frequency Drive Rp 131.428.571.429

Subtotal Electrical Rp 778.184.469.763

Diperoleh total biaya investasi mesin listrik sebesar Rp778.184.469.763

3. Biaya Investasi Mekanikal

Berikut adalah detail biaya untuk bidang mekanik.

No Price List Cost

Mechanical

1 Boiler and Auxiliary Equipment Rp 9.130.571.701.667

Boiler Proper

Forced Draft Fans

Induced Draft Fans


Electro Static Precipitator

Boiler Other Auxiliary

2 Steam Turbine and Auxiliary Rp 598.845.994.762

Steam Turbine and Auxiliaries

Boiler Feed Pumping Equipment

Auxiliary Steam System

3 Condenser and Feedwater Heating Plant Rp 326.015.296.190

Feed Water Heating

Condensate System

Surface Condenser

Circulating Water System

Closed Cooling Water System

4 Plant Water System Rp 89.797.218.810

Desalination Plant

Tanks

Water Treatment System

Portable and Service Water System

Make Up Water Pumps

5 Drainage and Waster Water Treatment Plant

6.089.469.048,00

6 Fire Protection System 17.905.313.810,00

7 Compressed Air System 4.019.014.524,00

8 Chemical Feed System 1.717.125.238,00

9 Sampling Rack System 2.761.779.762,00

10 Laboratory and Instruments 1.672.297.143,00

11 Chlorination System 9.760.280.000,00

12 Air Conditioning and Ventilation 5.599.541.667,00

13 Elevator 2.968.363.571,00

14 Crane and Hoist 9.345.995.238,00

15 Workshop and Machinery Equipment 424.371.905,00

16 Mobile Equipment 5.574.356.667,00

17 Coal Handling 63.580.071.905,00

18 Fuel Oil System 3.636.360.238,00

19 Ash Handling System 9.344.856.190,00

20 Hydrogen System 3.755.932.857,00

21 Vacuum Cleaning 3.344.610.714,00

22 Coal Dryer 196.735.274.098,00

Subtotal Mechanical Rp 10.493.465.226.004

Dengan perincian biaya di atas, maka total untuk biaya bidang mekanik sebesar

Rp10.493.465.226.004,-


4. Biaya Investasi Lain

Biaya investasi lain dicantumkan detail pada tabel sebagai berikut.

No Price List Cost

Others

1 Training 12.305.000.000,00

2 Mandatory Sparepart 45.589.285.714,00

3 Maintenance Tool and Testing 839.116.667,00

4 Consumable 3.351.319.048,00

5 Manufacture Inspection dan Design Review Expediting 1.369.047.619,00

Subtotal Others Rp 63.453.769.048

Diperoleh biaya investasi lain sebesar Rp63.453.769.048,-.

5. Total Biaya Investasi

Total Investment Rp11.451.206.836.769

Diperoleh total dana untuk investasi awal sebesar Rp. 11.451.206.836.769 ,- dengan

rincian yang telah dijelaskan.


Detail Biaya Operasional

1. Value Energi Yang Dihasilkan

Digunakan beberapa data, yaitu jumlah jam operasi per tahun, faktor kapasitas

pembangkit, dan faktor utilitas pembangkit.

Power PlantPower Plant Capacity 450 MW

Operating Hours a Year 8760Hours

Capacity Factor 95%Utilization Factor 80%Electricity Energy Produced a Year

2.995.920.000 kWh

Power Plant Efficiency 48,6%

Faktor utilitas pembangkit merupakan perbandingan antara pembangkitan puncak

PLTU dengan kapasitas terpasang dari pembangkit PLTU. Pada kasus ini dipasang

95%, yang berarti dalam setahun, PLTU akan membangkitkan maksimal 95% dari 450

MW.

Faktor kapasitas pembangkit merupakan perbandingan antara daya rata-rata yang

dibangkitkan selama setahun dengan daya maksimum yang dibangkitkan pada periode

yang sama. Artinya, rata-rata, PLTU akan beroperasi pada daya 80% x 95% x 450 MW,

yaitu 342 MW.

Dengan daya rata-rata yang dibangkitkan PLTU sebesar 342 MW, maka energi listrik

yang dihasilkan PLTU Sumenep sebesar 2.995.920.000 kWh.

Efisiensi pembangkit batubara pada umumnya 30%. Karena digunakan Variable

Frequency Drive (VFD), maka efisiensi pembangkit naik sebesar 6%. VFD akan

menghemat batubara hingga 6%. Total efisiensi pembangkit menjadi 36%.

Selain itu, dipasang Coal Dryer dengan Flue Gas yang akan meningkatkan efisiensi

pembangkit 30% dari efisiensi existing. Sehingga, diperoleh efisiensi pembangkit

sebesar 48,6%.


2. Material Langsung

Material langsung merupakan bahan-bahan yang langsung berkaitan dengan kegiatan

produksi listrik menggunakan PLTU.

Biaya Pengadaan Batubara

Penyediaan batubara berkaitan erat dengan jumlah energi listrik yang dihasilkan PLTU.

Selain itu, demand batubara juga berkaitan erat dengan efisiensi pembangkit.

CoalCoal Energy Needed a Year 6.164.444.444,44 kWhCoal Energy per kg 5,68 kWhMass Coal Needed a Year 1.085.290 TonCoal Price a Ton Rp 783.047Coal Cost a Year Rp 849.832.698.748

Jumlah batubara yang diperlukan untuk menghasilkan energi listrik PLTU Sumenep

dalam setahun dapat diperoleh dengan memperhitungkan energi yang dikandung

batubara dengan cara membagi energi listrik dengan efisiensi pembangkit.

Biaya Pengadaan Solar High Speed Diesel

Biaya High Speed Diesel dapat diperoleh sebagai berikut.

High Speed DieselHigh Speed Diesel a Year 100,00 kLHigh Speed Diesel Price per kL Rp 9.000.000Filling High Speed Diesel a Year 3 TimesHigh Speed Diesel Cost a Year Rp 2.700.000.000

Tangki High Speed Diesel berkapasitas 2 x 50 kL yang akan diisi 3 kali dalam setahun.

Dengan biaya High Speed Diesel sebesar Rp9.000.000,- setiap kiloliter, maka diperoleh

biaya High Speed Diesel setiap tahunnya sebesar Rp2.700.000.000,-.

3. Gaji Pegawai

Jumlah pegawai diasumsikan sebanyak 600 orang dengan nominal gaji sesuai

golongannya.

Employee SalaryNumber of Employees 600 persons1st Grade Salary Rp 15.000.000Numbers 3%2nd Grade Salary Rp 5.000.000


Numbers 25%3rd Grade Salary Rp 2.000.000Numbers 72%Salary Growth 15%Employees Salary Rp 1.884.000.000

4. Biaya Perawatan

Perawatan atau maintenance diperlukan agar performa PLTU tetap terjaga. Perawatan

dilakukan pada setiap asset produksi PLTU. Biaya perawatan diasumsikan sebesar

1,5% per tahunnya.

MaintenanceMaintenance 1,5%

Maintenance Cost a Year

171.768.102.552

5. Nilai Akhir Masa Guna

Nilai akhir masa guna diperoleh sebesar Rp572.723.574.083,- dengan asumsi akhir

masa guna sebesar 5% dari investasi awal.

Investment Rp 11.451.206.836.769Year-of-Life 30Salvage Value Percentage 5%Salvage Value Rp 572.560.341.838Depreciation per year Rp 362.621.549.831

6. Penjualan Listrik

Ditentukan dalam penjualan listrik, per kWh yang terjual akan diperoleh pemasukan

sebesar Rp975,-.

ElectricityElectricity Price a kWh Rp 975Electricity Selling a Year Rp 2.921.022.000.000

Sehingga diperoleh pemasukan setiap tahunnya sebesar Rp2.921.022.000.000,-.


7. Penjualan Ash Pembakaran

Bottom Ash akan dijual untuk menambah pemasukan dan sebagai solusi penanganan

dampak lingkungan.

AshAsh Content per kg 4%Ash Produced a Year 43.411,58 TonAsh Price a Ton Rp 57.500Ash Selling a Year Rp 2.496.165.884

Untuk batubara Bituminus yang digunakan pada pembangkit ini memiliki kandungan

Ash sebesar 4%. Sehingga, dihasilkan Ash sebanyak 43.411,58 Ton per tahun dan

dijual dengan harga Rp57.500,-.

OPEX

Dari data analisis biaya di atas dapat disimpulkan bahwa OPEX PLTU Sumenep

adalah.

No Components CostPrimary Expense

1 Direct Material Rp 852.532.698.7482 Direct Worker Rp 864.000.000

Total Primary Expense Rp 853.396.698.748Plant Expense

1 Indirect Material Rp -2 Indirect Worker Rp 1.020.000.0003 Insurance Rp -4 Maintenance Rp 171.768.102.5525 Depreciation Rp 362.621.549.8316 Consumables Rp -7 Building Tax Rp -

Total Plant Expense Rp 535.409.652.383Total Operational Expense /

Year Rp 1.388.806.351.131


Proyeksi Cash Flow

Dari data yang telah dihitung dan dikumpulkan, maka proyeksi aliran kas PLTU Sumenep

dapat dibuat. Hasil Cash Flow investasi akan digunakan untuk menentukan kelayakan

ekonomi investasi. Tabel perhitungan cash flow dapat dilihat pada lampiran 1.

Proyeksi Rugi/Laba

Dari data yang telah dihitung dan dikumpulkan, maka proyeksi rugi/laba PLTU Sumenep

tiap tahunnya dapat dibuat. Hasil perhitungan rugi laba menunjukkan total keuntungan

bersih yang diperoleh tiap tahunnya. Tabel perhitungan rugi/laba dapat dilihat pada

lampiran 2.

Pembayaran Pinjaman

Untuk dapat melakukan investasi awal PLTU Sumenep maka diperlukan dana pinjaman

dari bank. Mekanisme pendanaan yang dipilih adalah 30:70. Yaitu 30 % total biaya

investasi menggunakan modal sendiri. 70 % total biaya investasi menggunakan dana

pinjaman dari bank. Bunga bank diasumsikan sebesar 7,25 %. Mekanisme pembayaran

menggunakan mekanisme pembayaran principal yang konstan dan pembayaran bunga

yang dicicil tiap tahunnya.

Year Principal Payment Interest Payment Amount Owed Total Payment

0 Rp

- Rp

- Rp

(8.015.844.785.738,30) Rp

-

1 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

581.148.746.966,03 Rp

(7.013.864.187.521,01) Rp

1.583.129.345.183,31

2 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

508.505.153.595,27 Rp

(6.011.883.589.303,73) Rp

1.510.485.751.812,56

3 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

435.861.560.224,52 Rp

(5.009.902.991.086,44) Rp

1.437.842.158.441,81

4 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

363.217.966.853,77 Rp

(4.007.922.392.869,15) Rp

1.365.198.565.071,05

5 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

290.574.373.483,01 Rp

(3.005.941.794.651,86) Rp

1.292.554.971.700,30

6 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

217.930.780.112,26 Rp

(2.003.961.196.434,58) Rp

1.219.911.378.329,55

7 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

145.287.186.741,51 Rp

(1.001.980.598.217,29) Rp

1.147.267.784.958,79

8 Rp

1.001.980.598.217,29 Rp

72.643.593.370,75 Rp

- Rp

1.074.624.191.588,04

Total Rp

7.189.210.792.209,04

NPV Rp

8.015.844.785.738,30


Bab IV

Analisis Investasi

Telah dilakukan perhitungan untuk diperoleh output yaitu keputusan, apakah investasi layak

dilakukan. Dapat diketahui dari analisis ekonomi.

Selain itu, perlu dilakukan juga dampak lingkungan sebagai konsekuensi didirikannya

pembangkit listrik tenaga uap di Sumenep.

4.1 Analisis Kelayakan Ekonomi

4.1.1 Present Worth Analysis

Dari Cash Flow pada bab sebelumnya, dapat diperoleh Present Worth untuk

menganalisis kelayakan dari investasi.

Diperoleh Present Worth sebesar Rp. -5.570.055.091.712,-. Dari hasil perhitungan,

dapat dikatakan investasi kurang layak untuk dijalankan.

4.1.2 Rate of Return Analysis

Dengan diperolehnya NPV, dapat diketahui Internal Rate of Return (IRR) untuk

dibandingkan dengan MARR. Pembandingan IRR dengan MARR dilakukan agar dapat

diketahui investasi manakah yang lebih menguntungkan. Diperoleh IRR sebesar 2,99

%. Dapat dikatakan berinvestasi untuk membangun PLTU Sumenep 3x150 MW tidak

lebih menguntungkan daripada menabung di bank.

4.1.3 Payback Period Analysis

Dengan dilakukannya analisis Aliran Kas, dan IRR, maka dapat diperoleh kapan

investasi akan balik modal. Dari hasil perhitungan, diperoleh :


0 5 10 15 20 25 30

Rp(15,000,000,000,000)

Rp(10,000,000,000,000)

Rp(5,000,000,000,000)

Rp-

Rp5,000,000,000,000

Rp10,000,000,000,000

Rp15,000,000,000,000

Payback Period Analysis PLTU Sumenep CFSPP 3 x 150 MW

Hasil perhitungan dalam tabel yang lebih lengkap mengenai perhitungan Investment

Feasibility Analysis dapat dilihat pada lampiran 3.

4.2 Analisis Teknologi

4.2.1 Analisis Ketersediaan Dukungan Teknologi

Pada pembangkit listrik tenaga uap, digunakan berbagai macam peralatan listrik serta

mekanik dan konstruksi. Peralatan yang digunakan telah dijabarkan pada bab 2. Seluruh

peralatan tersebut merupakan mesin-mesin yang mayoritas telah tersedia di pasaran dan

harga untuk setiap mesin bersaing satu merk dengan merk lainnya.

Mesin-mesin ini akan dibeli dari China dan didistribusikan ke lokasi dengan

transportasi laut dan darat.

Lokasi dimana PLTU akan dibangun merupakan lokasi yang sangat dekat dengan laut

sehingga memudahkan pendistribusian dan pengkonstruksian pembangkit.


Pada saat PLTU sudah beroperasi, batubara akan dikirim dari Sumatera melalui laut.

Hal ini akan menguntungkan karena Sumenep terletak di tepi pulau Madura.

4.2.2 Analisis Dampak Lingkungan

Pembangkit listrik tenaga uap yang direncanakan akan menggunakan bahan bakar

berupa batubara dan solar, tetapi utamanya adalah batubara. Solar hanya digunakan

ketika daya yang dibangkitkan pembangkit rendah dan saat First Firing setelah

shutdown.

Bahan bakar yang digunakan merupakan bahan bakar fosil yang akan menghasilkan

polusi udara berupa partikel-partikel kecil Fly Ash yang tentunya harus dibuang ke

udara. Selain itu, pembakaran batubara akan menghasilkan Bottom Ash.

Untuk mengantisipasi pencemaran lingkungan dan mengganggu permukiman,

digunakan Electrostatic Precipitator (ESP). ESP akan menangkap Fly Ash yang ditarik

Induced Draft Fan untuk dibuang ke Chimney. ESP yang direncanakan memiliki

efisiensi 99,4% yang berarti sangat efisien dan berpengaruh sedikit kepada lingkungan.

Bottom Ash yang dihasilkan dari pembakaran batubara akan dijual pada pabrik semen

sebagai campuran semen. Dengan penjualan ini, diperoleh 2 keuntungan sekaligus,

yaitu penanganan limbah Bottom Ash dan tambahan pemasukan hasil penjualan Bottom

Ash.

Meskipun telah dipasang ESP, tetap akan diadakan studi dampak lingkungan selama

pembangkit beroperasi, sehingga apabila terdapat permasalahan, akan ditemukan

solusinya dalam keberjalanannya.


Bab V

Penutup

5.1 Kesimpulan

Perancangan PLTU Sumenep tidak layak dilakukan karena IRR < MARR yaitu 2,99

% dimana MARR 7,5 %. Payback Period PLTU Sumenep diproyeksikan terjadi pada tahun

ke 20. PLTU meskipun dikenal sebagai pembangkit termal dimana membakar bahan bakar

fossil, dengan menggunakan ESP akan mampu menangkap fly ash hingga 99,4 %. Dengan

menggunakan Vaiable Frequency Drive dan Coal Dryer dapat meningkatkan efisiensi total

PLTU dari sekitar 30 % menjadi 46,8 %.

5.2 Saran

1. Untuk meminimalisir dampak lingkungan dapat digunakan teknologi Carbon capture.

2. Untuk perhitungan yang lebih akurat data maintenace harus lebih rinci

3. Untuk perhitungan yang lebih akurat depresiasi menggunakan model eksponensial

4. Untuk mengetahui investasi di bidang pembangkitan energi listrik lebih baik daripada

di bidang lain maka perlu di cari MARR di tiap-tiap bidang

5.3 Rekomendasi Tindak Lanjut

Dari hasil analisis PLTU Sumenep 3x150 MW memang kurang menguntungkan

daripada menabung di bank. Namun dapat dihitung kapan investasi ini dapat menguntungkan.

Parameter yang menentukan apakah investasi ini menguntungkan atau tidak adalah dengan

membandingkan IRR dan MARR. Oleh karena itu analisis sensitivitas dilakukan antara

benefit terhadap IRR. Investasi menarik untuk dilakukan apabila benefit sebesar 150 %.

30% 80% 130% 180% 230%

-50.00%

-40.00%

-30.00%

-20.00%

-10.00%

0.00%

10.00%

20.00%

Sensitivity Analysis IRR vs Benefit PLTU CFSPP Sumenep 3 x 150 MW


Feasibility Study v1.2

Documents

Transcript of Feasibility Study v1.2