1

KAJIAN TEKNIS DAN EKONOMIS PENGGANTIAN SISTEM BAHAN BAKAR RESIDU MENJADI GAS PADA PT. INDONESIA POWER UBP PERAK-GRATI

SUB UNIT PERAK

Cipto Hadi Purnomo, Ir. Aguk Zuhdi MF, MEng, PhD Jurusan Teknik Sistem Perkapalan - Fakultas Teknologi Kelautan

Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya, 2011

Konsumsi listrik perkapita merupakan indeks standar kehidupan masyarakat suatu negara. Di Indonesia, dengan semakin meningkatnya kegiatan industri dan jumlah penduduknya, maka kebutuhan daya listrik juga mengalami peningkatan. Akibat terjadinya kenaikan harga bahan bakar minyak dunia sekarang ini, PT. PLN (persero) sebagai salah satu perusahaan listrik negara harus memikirkan usaha penghematan biaya operasi, dimana 75%nya adalah biaya bahan bakar. Salah satu usaha yang dapat ditempuh PT. PLN (persero) adalah dengan penggantian bahan bakar utama PLTU dari bahan bakar minyak (HSD dan MFO) menjadi Gas alam. Berdasarkan hasil perhitungan, bahwa untuk bahan bakar CNG diperoleh nilai dari laju aliran massa bahan bakar yaitu sebesar 3.06 x 10-2 kg/detik, nilai ini jauh lebih kecil dibandingkan nilai laju aliran massa bahan bakar ketika menggunakan MFO yaitu sebesar 3.52 kg/detik. Selain itu dihasilkan juga daya turbin sebesar 43.896024 MW. Untuk analisa ekonomis dari peralatan-peralatan yang perlu diganti dengan menggunakan CNG menghabiskan biaya sebesar, untuk suku bunga i = 9% adalah 1.904670555 USD/kWh. Sedangkan untuk biaya perawatannya sebesar 20347106.98 USD. Pada bahan bakar MFO biaya perawatan suku bunga 9% adalah 37707157.69 USD. Pada metode NPV tersebut, juga diketahui bahwa investasi menggunakan bahan bakar CNG adalah layak. Kata kunci : PLTU, , biaya bahan bakar, usaha PLN I. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Sekitar 30 tahun silam, energi Gas bumi belum diperhitungkan sebagai salah satu sumber energi yang dapat mendorong pertumbuhan perekonomian dalam negeri. Sektor industri enggan berpaling menggunakan Gas. Kendati, ada sebagian volume yang juga dialirkan untuk memenuhi industri pupuk dalam negeri, tetapi jumlahnya tidaklah seberapa. Tipisnya pasar akhirnya mendorong kontraktor lebih suka membakar Gas (flare) bila penemuan lapangan minyak yang juga mengandung Gas ikutan. Tak dinyana, seiring dengan menipisnya bahan bakar minyak dan semakin lengkapnya infrastruktur pipa Gas, konsumsi Gas juga semakin diminati masyarakat. Bahkan kini, di saat kenaikan harga minyak terus meroket dan bertengger di kisaran US$140 per barel, mau tidak mau pemerintah mendorong pemakaian Gas lebih banyak untuk industri dalam negeri. Pasalnya, dengan bahan baku atau bahan bakar Gas, maka ongkos produksi industri jauh lebih

hemat dibandingkan memakai bahan bakar minyak (BBM). (Hidayat. 2008) Kenyataan ini tidak mengherankan, sebab selain sumber energi ini bersih, harga yang ditawarkannya pun lebih murah dibanding bila industri menggunakan bahan bakar minyak. Menghadapi antusias konsumen dalam negeri, pemerintah juga memperlihatkan keberpihakannya. Bila sebelumnya sebagian besar Gas dijual ke luar negeri, maka saat ini pemerintah mengutamakan pemenuhan kebutuhan konsumen di dalam negeri. Bila lima tahun lalu volume Gas yang terkontrak lebih banyak diperuntukkan bagi konsumen dalam negeri, maka pada akhir tahun 2007 besaran volume Gas terkontrak di dalam negeri sudah menyamai besaran volume Gas yang diekspor. Memang tidak salah apabila Gas menjadi salah satu tumpuan sumber energi utama nasional, dan tentu saja juga sebagai sumber pendapatan Negara (Hidayat.2008).

2

Konsumsi listrik perkapita merupakan indeks standar kehidupan masyarakat suatu negara. Di Indonesia, dengan semakin meningkatnya kegiatan industri dan jumlah penduduknya, maka kebutuhan daya listrik juga mengalami peningkatan. Akibat terjadinya kenaikan harga bahan bakar minyak dunia sekarang ini, PT. PLN (persero) sebagai salah satu perusahaan listrik negara harus memikirkan usaha penghematan biaya operasi, dimana 75%nya adalah biaya bahan bakar. Salah satu usaha yang dapat ditempuh PT. PLN (persero) adalah dengan penggantian bahan bakar utama PLTU dari bahan bakar minyak (HSD dan MFO) menjadi Gas alam. Perumusan Masalah Dengan uraian di atas maka permasalahan utama yang akan dibahas adalah sebagai berikut :

1. Bagaimana design awal dari sistem PLTU berbahan bakar Gas?

2. BBG jenis apa yang akan digunakan dari sistem PLTU berbahan bakar gas?

3. Berapa investment cost yang dibutuhkan untuk membangun sistem yang menggunakan bahan bakar Gas?

1.2. Batasan Masalah Adapun batasan-batasan masalah pada skripsi ini antara lain :

1. Tidak membahas sistem otomatisasi dan juga peralatan bantu

2. Hanya membahas konsep re-design dari PLTU Perak unit 3 menjadi Gas

3. Hanya membahas analisa ekonomis dari perubahan sistem tersebut

4. Hanya menganalisa komponen-komponen Gas yang dipilih

5. Tidak membahas rugi-rugi daya pada sistem perpipaan

6. Tidak membahas masalah safety pada perubahan bahan bakar tersebut

7. Tidak membahas unjuk kerja atau efesiensi pada perubahan sistem tersebut

8. Tidak membahas/menghitung gas buang dari PLTU.

1.3. Tujuan Tujuan penulisan dari Skripsi antara lain :

1. Untuk mengetahui studi awal dalam mendesign sistem PLTU perak menjadi Gas.

2. Untuk mengetahui jenis gas yang digunakan dalam sistem PLTU berbahan bakar gas.

3. Untuk mengetahui investment cost yang dibutuhkan untuk membangun sistem yang menggunakan bahan bakar Gas

1.4. Manfaat Penulisan Manfaat dari penulisan Skripsi ini antara lain :

1. Dapat menambah khazanah engineering knowledge ,khususnya yang berkaitan dengan marine power plant, dalam hal ini PLTU.

2. Meningkatkan efisiensi dan mengurangi emisi Gas buang pada PLTU berbahan bakar residu.

3. Studi awal dalam mendesign PLTU berbahan bahan bakar residu menjadi Gas.

II. TINJAUAN PUSTAKA DAN DASAR

TEORI

2.1 Tinjauan Pustaka Gas alam terkompresi (Compressed natural Gas, CNG) adalah alternatif bahan bakar minyak. Di Indonesia, kita mengenal CNG sebagai bahan bakar Gas (BBG). Bahan bakar ini dianggap lebih 'bersih' bila dibandingkan dengan bahan bakar minyak karena emisi Gas buangnya yang ramah lingkungan. CNG dibuat dengan melakukan kompresi metana (CH4) yang diekstrak dari Gas alam. CNG disimpan dan didistribusikan dalam bejana tekan, biasanya berbentuk silinder. Konversi ke CNG difasilitasi dengan pemberian harga yang lebih murah bila dibandingkan dengan bahan bakar cair (bensin dan solar), peralatan konversi yang dibuat lokal dan infrastruktur distribusi CNG yang terus berkembang. Sejalan dengan semakin meningkatnya harga minyak dan kesadaran lingkungan, CNG saat ini mulai digunakan juga untuk sektor industry. (Quistnix, 2010)

3

Pengisian CNG dapat dilakukan dari sistem bertekanan rendah maupun bertekanan tinggi. Perbedaannya terletak dari biaya pembangunan stasiun vs lamanya pengisian bahan bakar. Idealnya, tekanan pada jaringan pipa Gas adalah 11 bar, dan agar pengisian CNG bisa berlangsung dengan cepat, diperlukan tekanan sebesar 200 bar, atau 197 atm, 197 kali tekanan udara biasa. Dengan tekanan sebesar 200 bar, pengisian gas setara 130 liter premium dapat dilakukan dalam waktu 3-4 menit. (Quistnix, 2010)

Penggunaan LNG juga diterapkan pada PLTU Unit-2 Tambak Lorok Semarang. PLTU tersebut merupakan salah satu unit pembangkit listrik yang menggunakan bahan bakar Minyak Bakar (MFO) sebagai sumber energi pembangkitan uap. Mengingat sekarang ini harga MFO terus mengalami kenaikan yang signifikan maka diperlukan tindakan pengkorversian bahan bakar untuk menekan biaya operasi dimana 75% nya adalah biaya bahan bakar. Salah satu usaha yang dapat dilakukan adalah melakukan konversi bahan bakar utama dari MFO ke gas alam (LNG).

Aplikasi gas juga diterapkan pada Unit Pembangkitan Muara Tawar. Unit Pembangkitan Muara Tawar adalah sebuah pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) yang dikelola oleh PT Pembangkitan Jawa-Bali di Kabupaten Bekasi, Jawa Barat. Pembangkit Listrik ini dulunya merupakan bagian dari Pembangit Listrik Muara Karang, yang kemudian dipisah pada tanggal 1 April 2003. Pembangit listrik ini mengoperasikan 2 PLTG dan 3 PLTGU dengan total kapasitas 920 MW. Energi listrik ini kemudian didistribusikan melalui Sistem Interkoneksi Jawa-Bali. (Kajamie, 2009) 2.1 Dasar Teori Perpindahan kalor atau panas merupakan ilmu untuk meramalkan perpindahan energy yang terjadi karena adanya perbedaaan suhu diantara benda atau material. Perpindahan panas juga didefinisikan sebagai berpindahnya energy dari suatu daerah ke daerah lainnya sebagai akibat dari beda suhu antara daerah-daerah tersebut.ilmu perpindahan kalor tidak hanya mencoba menjelaskan bagaimana energy

kalor itu berpindah dari satu benda kebenda lainnya,tapi juga dapat meramalkan laju perpindahan yang terjadi pada kondisi-kondisi tertentu. Point paling penting dan mendasar yang membedakan antara ilmu perpindahan kalor dengan termodinamika adalah tentang laju perpindahan.secara umum proses pemindahan panas atau heat transfer meliputi tiga proses utama yaitu :

- Konduksi ( hantaran ) - Konveksi (ilian/berpindahnya

molekul-molekul benda ) - Radiasi ( pancaran )

2.1.1 Analisa Teknis Sejumlah panas memerlukan peningkatan suhu dari satu unsur dapat diekspresikan seperti: Q = m cp dT 2.1 Dimana : Q = jumlah kebutuhan kalor (J/hr) m = laju aliran massa uap (kg/hr) cp = kapasitas kalor jenis dari unsur (kJ / kg oC)

dT= perbedaan temperature keluar-masuk (0C)

Efisiensi boiler didefinisikan sebagai perbandingan antara laju energi yang dibutuhkan air menjadi uap panas lanjut dengan laju aliran energi bahan bakar. Dapat ditentukan menggunakan persamaan yang diadopsi dari Basuki, 2007.

2.2

Dimana ηboiler = effisiensi boiler (%) Quap = jumlah kebutuhan kalor uap (J/hr) Qbb = jumlah kebutuhan kalor bahan bakar (J/hr) Untuk mengetahui jumlah kebutuhan kalor uap, maka harus heat balance dari extraction turbin dan juga dari masing-masing heater.

4

Setelah menentukan heat balance dari extraction turbin langkah selanjutnya adalah menentukan heat balance pada masing-masing heater.

Setelah diketahui heat balance dari extraction turbin dan juga heater maka Quap bisa ditentukan menggunakan persamaan: Quap = muap x (Hsuperheater – Hair umpan masuk) 2.3 Tanda negative disini menunjukan uap tersebut keluaran dari boiler. Dari Quap, maka bisa diketahui Qbb (jumlah kebutuhan kalor bahan bakar) dengan menggunakan persamaan yang diadopsi dari Basuki, 2007. Qbb =

ொೠఎೠ

2.4

Langkah selanjutnya adalah menghitung laju aliran massa bahan bakar, menggunakan persamaan yang juga diadopsi dari Basuki, 2007. mbb = ୠୠ

ு 2.5

dimana mbb = jumlah kebutuhan kalor (J/hr) LHVbb = Low Heating Value (J/ kg) Perhitungan volume tangki cadangan bahan bakar LPG Tangki cadangan diperlukan apabila supply bahan bakar LPG dari pertamina mengalami gangguan. Karena bahan bakar tidak seperti bahan bakar MFO yang supplynya selalu lancar. Volume tangki bahan bakar dapat ditentukan menggunakan persamaan (2.18): Vol = mbb/ ρ bahan bakar 2.6 Dimana : ρ = massa jenis bahan bakar (kg/m3) (Harrington. 2006) 2.2 Ekonomi Teknis

Pertanyaan yang seringkali terdengar setelah mendengar istilah ekonomi teknik adalah

seberapa pentingkah ekonomi itu dalam bidang teknik?adakah kaitannya antara ilmu ekonomi dalam pengambil keputusan di bidang kerekayasaan?untuk menjawab dua pertanyaan fundamental tersebut,ada baiknya kita coba definisikan makna dari ekonomi teknik itu sendiri. dari beberapa literature disebutkan bahwa : - Ekonomi teknik merupakan suatu evaluasi sistematis terhadap keuntungan ekonomi dari setiap solusi permasalahan enjiniring. - Ekonomi teknik merupakan aplikasi dari evaluasi desain dan alternatif solusi enjiniring - Ekonomi teknik berfungsi untuk mengetahui konsekuensi keuangan dari produk, proyek, dan proses-proses yang dirancang oleh insinyur dan membantu membuat keputusan rekayasa dengan membuat neraca pengeluaran dan pendapatan yang terjadi sekarangdan yang akan datang – menggunakan konsep “nilai waktu dari uang “ - Secara basic, Ekonomi teknik melibatkan proses formulasi, estimasi, dan evaluasi hasil ekonomi setelah alternatif-alternatif untuk mencapai tujuan tertentu tersedia sehingga dapat dikatakan pula bahwa ekonomi teknik merupakan kumpulan dari teknik perhitungan matematis yang menyederhanakan perbandingan dalam hal ekonomi.

Analisa ekonomi teknik

Banyak proyek-proyek rekayasa teknik /engineering yang didalam realisasinya sering dihadapkan dengan pilihan alternatif- alternatif seperti design,prosedur,metode,dan sebagainya. Aspek ekonomis yang bersangkut paut dalam analisa ini antara lain :

- biaya investasi atau biaya tetap /fixed cost

- biaya operasional - overhead cost - dll

Analisa penggantian

Analisis penggantian adalah salah satu yang amat penting dan merupakan topic yang menantang dalam analisis ekonomi.suatu aset memiliki umur layanan yang bervariasi dimana fungsinya antara lain : umur pelayanan

5

umur fisik umur ekonomis

Umur ekonomis merupakan periode pelayanan dari pemasangan sampai penggantian minimum. Prinsip dalam penentuan umur ekonomis dari suatu aset adalah bahwa penggantiannya didasarkan pada ekonomi dari keuntungan organisasi secara keseluruhan. Sasaran untuk memaksimumkan keuntungan atau menurunkan biaya sangat terkait dengan empat hal pokok dibawah ini antara lain :

- reliabilitas atau availabilitas - produktivitas - kerusakan fisik - tidak up todate

kriteria ekonomi / economic criteria merupakan kriteria yang digunakan oleh seorang engineer dalam hal antara lain :

- melakukan perhitungan kelayakan investasi dalam pemilihan paket permesinan kapal

- menentukan keuntungan dan kerugian modifikasi yang dilakukan terhadap sistem permesinan yang sudah ada dalam kaitannya untuk mengurangi biaya operasi,khususnya jika modifikasi berkaitan dengan energy saving.

Kriteria yang biasa dipergunakan dalam mengevaluasi hal diatas antara lain : a. Metode nilai sekarang bersih (Net Present Value, NPV) NPV adalah metode menghitung nilai bersih pada waktu sekarang. Waktu sekarang menjelaskan waktu awal perhitungan bertepatan dengan saat evaluasi dilakukan atau pada periode tahun ke-nol (0) dalam perhitungan cashflow investasi. Jika NPV>0 maka investasi akan menguntungkan/layak (feasible) sedangkan jika NPV<0 maka investasi tidak menguntungkan/layak. b. Metode tingkat pengembalian internal (Internal Rate of Return, IRR) Metode IRR bertujuan untuk mengetahui tingkat kemampuan cashflow dalam mengembalikan investasi yang dijelaskan dalam bentuk % periode waktu atau kewajiban Minimum Atractive Rate of Return (MARR). Nilai MARR

sendiri ditetapkan secara subjektif dengan mempertimbangakan tingkat suku bunga investasi, biaya lain yang harus dikeluarkan, dan faktor risiko investasi. Dari faktor risiko akan diketahui tipe investasi berdasarkan optimistic, most-likely, dan pessimistic investasi. Jika IRR ≥ MARR, maka investasi akan menguntungkan/layak. c. Metode pengembalian investasi (Return of Investment, ROI) Metode ROI bertujuan untuk mengukur prosentase manfaat yang dihasilkan oleh proyek dibandingkan dengan biaya yang dikeluarkan. Jika ROI>0 maka investasi layak diterima, sedangkan jika ROI<0 investasi tidak layak. d. Metode rasio biaya manfaat (Benefit Cost Ratio, BCR) Metode BCR memberikan nilai perbandingan antara komponen manfaat terhadap komponen biaya. Jika BCR≥1 maka investasi akan menguntungkan/layak, sedangkan jika BCR<1 maka investasi tidak menguntungkan/layak. e. Metode periode pengembalian (Payback Period) Metode periode pengembalian bertujuan untuk mengetahui seberapa lama (periode) investasi akan dapat dikembalikan saat terjadinya kondisi pulang pokok (break even point).

III. METODOLOGI

Metodologi penelitian merupakan sekumpulan prosedur dalam rangka menyelesaikan suatu permasalahan dalam hal ini yaitu tugas skripsi. Didalam Metodologi tersebut mencakup semua kegiatan yang akan dilaksanakan untuk memecahkan masalah atau problem yang ada didalam skripsi tersebut. Adapun langkah-langkah atau prosedur pengerjaan skripsi tertuang dalam flow chart berikut ini:

6

3.1 Identifikasi dan Perumusan Masalah

Pada langkah ini dilakukan peninjauan awal untuk mengidentifikasi permasalahan yang terjadi, yakni bagaimana design sistem bahan bakar setelah diganti dengan GAS dan juga berapa besar biaya yang dibutuhkan. Identifikasi kondisi awal tersebut akan digunakan untuk merumuskan permasalahan dengan jelas dan menetapkan tujuan penelitian, serta penentuan batasan – batasan penelitian dan asumsi yang digunakan.

3.2 Studi Literatur

Studi literatur dilakukan untuk mempelajari tentang teori-teori dasar permasalahan yang diangkat dalam penelitian ini. Dengan tujuan untuk mendapatkan pengetahuan dasar dan data dari penelitian-penelitian sebelumnya yang dapat digunakan sebagai acuan penelitian selanjutnya. Pada tahap ini dilakukan study terhadap referensi-referensi yang terdapat pada jurnal skripsi, internet, interview, job report, dan lain-lain. Informasi yang dibutuhkan pada tahap ini adalah data-data yang dibutuhkan untuk menunjang dalam penulisan proposal ini yaitu data primer dan data skunder. Data primer berasal dari job report yaitu data real perusahan yang didapat pada waktu kerja praktek. Sedangkan data skunder berasal dari buku, internet, interview, dan lain-lain.

3.3. Kesetimbangan Panas

Kesetimbangan panas digunakan untuk menentukan laju aliran massa yang keluar dari masing-masing ekstraksi turbin, setelah itu didapatkan besarnya kerja dari turbin.

3.3 Pemilihan Bahan bakar

Sebelum mendesign sistem berbahan bakar gas pada PT. Indonesia Power, perlu diadakan pemilihan terhadap jenis bahan bakar yang akan digunakan dalam design PLTU tersebut. Pada sub bab pemilihan bahan bakar terlebih dahulu dibahas mengenai karakteristik dari masing-masing bahan bakar, harga dan cadangan bahan bakar. Selanjutnya dipilih bahan bakar yang mempunyai karakteristik paling

7

bagus, harga murah, dan mempunyai cadangan yang besar.

3.5 Kebutuhan Bahan Bakar

Setelah mengetahui spesifikasi dari boiler, maka akan diketahui pula mengenai berapa besar kebutuhan bahan bakar yang digunakan pada proses PLTU tersebut.

3.6 Pemilihan Burner

Dengan bergantinya bahan bakar yang digunakan, maka burner yang digunakan juga tidak akan sama karena akan berpengaruh terhadap proses pembakaran. Pemilihan burner dilakukan berdasarkan kriteria gas yang digunakan.

3.7 Prencanaan Sistem

Untuk mendesign dari PLTU bersistem lama yaitu residu konvensional menjadi gas harus melihat kondisi lingkungan tempat PLTU tersebut berdiri. Dalam tahap ini akan dijelaskan dalam mendesign sistem. Diantaranya adalah berapa kapasitas tangki cadangan yang dibutuhkan ketika supplay bahan bakar dari pertamina mengalami trouble, kebutuhan bahan bakar, pemilihan burner, dan pressure regulator.

3.6 Analisa Ekonomis

Setelah mendesign sistem tersebut, langkah selanjutnya adalah analisa ekonomis. Analisa ekonomis digunakan untuk menentukan berapa besar biaya yang dibutuhkan dalam sistem berbahan bakar gas ini.

3.7 Penilaian Teknis dan Ekonomis

Dari data-data yang sudah dikerjakan, maka langkah terakhir adalah penilaian teknis dan ekonomis. Langkah ini bertujuan menentukan apakah data-data yang diperoleh sudah sesuai dengan tujuan awal dari penulisan skripsi ini.

3.8 Kesimpulan dan Saran

Kesimpulan yang diharapkan pada penulisan skripsi ini diharapkan mampu menjawab permasalahan yang menjadi tujuan

skripsi ini. Saran ditulis berdasarkan data hasil pembahasan serta fakta yang ada. Saran ini diberikan untuk perbaikan skripsi ini agar menjadi lebih sempurna.

IV. ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN Dalam bab analisa data dan pembahasan diuraikan tentang kesetimbangan panas, pemilihan bahan bakar, pemilihan burner, perencanaan sistem, dan analisa ekonomi. Setiap sub bab diuraikan proses perencanaan sistem, setelah semua materi diuraikan maka pada sub bab terakhir disampaikan pembahasan. 4.1.1 Perhitungan daya turbin Gambar 4.1 menunjukkan arah aliran uap panas berlawanan dengan arah jarum jam, dimana masuknya air pengisi sesuai dengan arah perputaran jarum jam. Pada siklus demikian, uap pemanas dimasukkan pada titik 1,2,3,4, dan 5. Sedangkan air pengisi yang keluar dari setiap regenerative pada suhu jenuh sesuai dengan tekanan uap ekstraksi yang masuk ke regeneratif. Pada alat-alat pemanas ini, sebagian luas permukaan pemanas merupakan pendinginan aliran. Terdapat beberapa tempat pencerat uap panas pada sistem aliran uap tersebut dimana tidak diijinkan terjadinya percampuran aliran antaraaliran air pengisi dengan uap pemanas. Pompa air pengisi boiler (BFP) ditempatkan pada sistem sedemikian, sehingga tidak terjadi resiko penguapan air pengisi akibat aksi pemompaan. Pada alat pemanas 1,2,4, dan 5 merupakan tipe tertutup sedangkan pada alat pemanas 3 merupakan tipe terbuka.

Gambar 4.1 skema siklus PLTU

8

Tabel 4.1 Data temperature dan enthalpy Air pengisi boiler pada heater dan kondensor Alat Simb

ol temperatu

re (0C)

Simbol

enthalpy

(kJ/kg) Heater 1 T1’ 220 h1’ 943.70 Heater 2 T2’ 192.56 h2’ 818.99 Heater 3 T3’ 150.9 h3’ 636.02 T3” 151 h3” 636.45 Heater 4 T4’ 105.8 h4’ 443.55 Heater 5 T5’ 72.92 h5’ 305.17 kondensor

T6’ 38.4 h6’ 160.78

T6” 40 h6” 167.50 Uap pada ekstraksi turbin dan ke kondensor Alat Simb

ol temperat

ure (0C)

Simbol

enthalpy

(kJ/kg)

Superheater

T0 513 h0 3418.99

Ekstraksi 1

T1 354

h1 2538.4

Ekstraksi 2

T2 275

h2 2785.55

Ekstraksi 3

T3 187

h3 2782

Ekstraksi 4

T4 98.9

h4 2674.25

Ekstraksi 5

T5 93.6

h5 2665.96

Kondensor

T6 87.3 h6 2655.78

Kesetimbangan kalor pada regeneratif pertama:

m1 = ହ.ଷଷ(୦ଵ′ ୦ଶ′)

୦ଵ୦ଵ′

Jadi laju aliran massa pada ekstraksi 1 adalah sebesar 4.562 kg/detik Kesetimbangan kalor pada regeneratif kedua:

m2 = ହ.ଷଷ(୦ଶ′ ୦ଷ") ା ୫ଵ(୦ଶ′୦ଵ′)

୦ଶ୦ଶ′

Jadi laju aliran massa pada ekstraksi 2 adalah sebesar 5.125 kg/detik

Kesetimbangan kalor pada regeneratif ketiga: m3 = ହ .ଷଷ(୦ଷ’ – ୦ସ’) ା ୫ଵ(୦ସ’ – ୦ଶ’) ା ୫ଶ(୦ସ’ – ୦ଶ’)

୦ଷ୦ସ′

Jadi laju aliran massa pada ekstraksi 3 adalah sebesar 3.246 kg/detik Kesetimbangan kalor pada regeneratif keempat: m4 = ହ .ଷଷ൫୦ସ′ ୦ହ′൯ ା୫ଵ൫୦ହ′୦ସ′൯ା ୫ଶ൫୦ହ′ ୦ସ′൯ା ୫ଷ(୦ହ′ ୦ସ′)

୦ସ୦ହ′ ୦ସ ′ Jadi laju aliran massa pada ekstraksi 4 adalah sebesar 3.263 kg/detik

Kesetimbangan kalor pada regeneratif kelima: Gambar 4.6 Proses heater 5

Dari gambar 4.6 diatas, persamaannya adalah:

m5 = m4(h6” – h4’) + m3(h6” – h5’) + m2(h6” – h5’) + m1(h6” – h5’) + 58.33(h5’ – h6”) / (h5 – h6” – h5’) Jadi laju aliran massa pada ekstraksi 5 adalah sebesar 2.439 kg/detik Setelah diperoleh laju aliran massa dari masing-masing ekstraksi, maka dari situ akan digunakan untuk menentukan berapa besar kerja dari turbin yaitu dengan menggunakan persamaan:

Wt = 58.33(h0 – h1) + (58.33 – m1)(h1 – h2) + (58.33 – m1 – m2)(h2 – h3) + (58.33 – m1 – m2 – m3)(h3 – h4) + (58.33 – m1 – m2 – m3 – m4)(h4 – h5) + (58.33 – m1 – m2 – m3 – m4 – m5)(h5 – h6)

Wt = 43.896024 MW

Jadi kerja yang keluar dari turbin adalah sebesar 43.896024 MW. Quap = muap x (Hsuperheater – Hair umpan masuk) = 144391.8 kJ/detik

9

4.2 Pemilihan Bahan Bakar 4.2.1 Karakteristik bahan bakar Tabel 4.2 Karakteristik bahan bakar No

Karakteristik

Satuan

Bahan bakar MFO

LPG LNG

CNG

1 Densitas pada 150C

kg/m3

991* 510*

* 500#

# 128.57#

2 LHV 32F 1 atm

kJ/kg

40990.14*

46332**

42000##

47141#

3 kand. sulfur

%m/m

4.5* - - -

4 Residu karbon

%m/m

16* - - -

5 kandungan air

%v/v

1* - - -

6 Sedimen total

%m/m

0.1 - - -

*(Legowo, 2008)

**(Anonim 1, 2011) #(Anonim 2, 2011) ##(Anonim 3, 2011)

Dari karakteristik bahan bakar tersebut, yang paling penting adalah density dan LHV. Density dari bahan bakar digunakan untuk menentukan kapasitas tangki, sedangkan LHV digunakan untuk menghitung laju aliran massa bahan bakar. Bahan bakar yang dipilih adalah bahan bakar yang mempunyai LHV besar, karena diharapkan panas yang dihasilkan oleh bahan bakar tersebut lebih banyak. Untuk density tentunya dipilih yang paling besar, karena dengan begitu akan semakin kecil kapasitas tangkinya.

4.2.2 Cadangan bahan bakar

Indonesia saat ini memiliki cadangan gas bumi sebesar 187.09 TSCF status 1 Januari 2006 (P1 = 93.95 TSCF dan P2 = 93.14 TSCF) dengan laju produksi sebesar 8.2 MMSCFD. Dengan kondisi saat ini cadangan gas Indonesia mencukupi untuk 62 tahun. (Khoiroh, 2008)

Berikut merupakan cadangan dari beberapa bahan bakar yang ada di kepulauan Indonesia.

Tabel 4.3 Cadangan minyak dan gas bumi Indonesia

No Cadangan bahan bakar (109 TOE*) MFO LPG Gas

alam 1 Jawa 0.275 0.275 0.217 2 Sumatera 0.834 0.834 0.484 3 Kalimantan 0.193 0.193 0.556 4 Pulau lainnya 0.108 0.108 0.938 5 Indonesia 1.411 1.411 2.195 *Ton Oil Equivalent (Sitorus, 2002)

Dari tabel 4.3, diketahui bahwa cadangan yang paling besar adalah gas alam. Hal itu bisa disebabkan peranan gas alam jaman dahulu kurang dominan, sehingga kebanyakan yang dipakai terus-menerus adalah bahan bakar minyak. Akibatnya lama kelamaan cadangan bahan bakar minyak pun semakin berkurang.

Tabel 4.4 Harga bahan bakar

No Bahan bakar Harga Rp 1 MFO 1810 per liter 2 LPG 1600 per kg 3 LNG 1600 per kg 4 CNG 750 per kg (Pristiyanto, 2003)

Dari tabel 4.4, diketahui bahwa MFO mempunyai harga yang paling besar, hal ini disebabkan cadangan minyak semakin menipis. LPG juga relative mahal karena sumber utama dari LPG sendiri berasal dari minyak. Untuk LNG yang mempunyai harga relatife lebih mahal dari pada CNG, hal ini dikarenakan proses penyimpanan LNG membutuhkan dana lebih besar dari pada CNG.

4.2.3 Perhitungan kebutuhan bahan bakar

Diketahui boiler dalam keadaan desain, maka nilai efisiensinya sebesar 100%. Dari nilai Quap dan juga efisiensi tersebut didapatkan jumlah kebutuhan kalor bahan bakar(Qbb) yaitu:

10

Qbb = ୳ୟ୮ౘ ౨

= 1443.918 kJ/detik

Dari rangkaian perhitungan diatas akhirnya didapatkan laju aliran massa bahan bakar(mbb), tetapi terlebih dahulu harus diketahui LHV(low heating value) dari bahan bakar yang digunakan. Diketahui LHV gas sebesar 47141 kJ/kg, sedangkan LHV MFO sebesar 40990.14 kJ/kg.

mbb = ୠୠ

ୌୠୠ

Untuk laju aliran massa bahan bakar dari gas alam adalah

mbb = 3.06 x 10-2 kg/detik

Sedangkan laju aliran massa bahan bakar dari MFO adalah

mbb = 3.522598 kg/detik

Dari perhitungan diatas dapat disimpulkan bahwa laju alira massa bahan bakar yang dibutuhkan untuk menghasilkan daya yang sama jauh lebih besar dengan memakai MFO dibandingkan dengan memakai CNG.

4.3 Pemilihan burner

Jenis burner yang dipilih adalah Hamworthy APR. Spesifikasi selengkapnya dari burner tersebut adalah:

Gambar 4.8 Burner gas

(Anonim 5, 2005)

Adapun spesifikasi dari burner diatas adalah sebagai berikut :

Merk : Hamworthy, model APR Throat diameter : 12 to 39 inches Firing rate : 20 to >250 million BTU/h Excess air operation : 5% or less typical firing oil or gas Fuels fired : Light and heavy oil Natural gas and propane Refinery and waste gases Oil atomization : Choice of steam, air or mechanical Gas unit : Internal plenum with gas spuds Register : Fixed geometry venturi with axial swirl flame stabilization Ignitor : Hamworthy Peabody gas-electric, oil-electric or direct spark-high energy Auxiliary ports : Flame scanner, sight port Turndown ratio : Up to 10:1 Combustion air : Ambient to 700° F

4.4 Perencanaan Sistem bahan bakar

Perhitungan volume tangki cadangan bahan bakar gas alam Tangki cadangan diperlukan apabila supply bahan bakar gas alam mengalami gangguan. Karena bahan bakar gas tidak seperti bahan bakar MFO yang supplynya selalu lancar. Volume tangki bahan bakar dapat ditentukan menggunakan persamaan : Vol = mbb/ρ = 2.38 x 10-4 m3/s

11

= 144 m3 (cadangan selama 7 hari) Dimana : ρ = massa jenis bahan bakar (128.57 kg/m3) Tangki yang dipergunakan berjumlah 2 buah. Spesifikasi tersebut tangki adalah

Gambar 4.7 tabung penyimpan CNG (Anonim 4, 2011)

Tabel 4.7 spesifikasi tangki CNG No spesifikasi teknik parameter 1 kapasitas (m3) 50-100

2 dimension (mm) 11657×2428×3028 3 net weight (kg) 10760 4 Corrosion

margin(mm) 1

5 head treatment bulk 6 Nominal diameter DN80 7 Material 16 MnR Setelah menentukan tangki penyimpanan, langkah selanjutnya adalah menentukan spesifikasi kompresor. Spesifikasi yang dipilih adalah CNG compressor commercial fleet refuel station, memunyai tekanan 1.4-250 bar, kapasitas 1.3 m3/jam. Kompresor yang dipasang berjumlah 2 buah, 1 beroperasi 1 lagi stanby. Kompresor yang dipasang berjumlah 2 buah, 1 beroperasi 1 lagi stanby. Setelah melakukan pemilihan kompresor, peralatan selanjutnya yang harus disediakan adalah pressure regulator. Pressure regulator digunakan untuk mengurangi atau mengatur tekanan agar sesuai. spesifikasi yang dipilih adalah CNG regulator 1 dengan pertimbangan bahwa tekanan bahan bakar bakar yang dibutuhkan pada waktu masuk burner sebesar 8-10 bar. Pada sistem dipasang 2

pressure regulator, satu beroperasi dan satu lagi stanby. Setelah spesifikasi peralatan-peralatan sudah terpenuhi, maka selanjutnya adalah perencanaan sistem bahan bakar. Pada gambar 4.9 dapat kita lihat bahwa bahan bakar gas dari pipa gas ditampung pada tangki CNG dengan menggunakan kompresor, selanjutnya bahan bakar gas tersebut dialirkan menuju boiler tetapi terlebih dahulu melewati pressure regulator yang digunakan untuk mengatur tekanan. Tekanan tangki CNG sendiri sekitar 200 bar, sedangkan tekanan bahan bakar waktu masuk burner sekitar 8-10 bar.

Gambar 4.9 Sistem aliran bahan bakar

4.5 Analisa Ekonomis

4.5.1 Perhitungan biaya pembangkit energy listrik

Sebagai langkah untuk mengambil keputusan dalam rangka memilih salah satu alat yang akan di instal di system operasional PLTU dalam hal ini sistem bahan bakar maka metode yang akan digunakan dalam perhitungan ekonomis ini adalah metode Present Worth ( PW ) atau Present Value ( PV ) yang mana perhitungan ekonomis pada peralatan ini lebih banyak berdasarkan pada harga tiap-tiap komponen dan juga umur proyek atau lifetime. Present Worth ( PW ) juga sangat tepat digunakan untuk menganalisis suatu pemakaian suatu alat apakah hemat /saving cost atau tidak.selain itu,metode ini dipakai untuk

12

menganalisa biaya tahunan dari peralatan yang trend nya meningkat atau tidak konstan. Pada metode Present Worth ( PW ),perhitungan biaya dibagi menjadi dua bagian utama yaitu :

-Biaya modal ( capital cost )

-Biaya tahunan ( annual cost )

Seperti yang kita ketahui bahwa biaya total pembangkit energy listrik merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan bakar, serta biaya operasi dan perawatan. Direncanakan bahwa akan dibangun PLTU dengan bahan bakar gas alam dengan kapasitas 50 x 2 MW, dengan factor kapasitas 80% dan memiliki umur pembangkit 25 tahun.

4.5.1.1 Biaya Modal ( Capital cost )

Dalam perhitungan biaya modal, tergantung pada tingkat suku bunga dan umur ekonomis. Nilai suku bunga yang digunakan adalah suku bunga pertahun yang harus dibayar dengan memperhitungkan umur dari pembangkit yang mempunyai persamaan berikut:

CRF = (ଵାଵ)

(ଵା)ଵ

Sehingga biaya modal/Capital Cost(CC) dirumuskan sebagai berikut: CC = ୠ୧ୟ୷ୟ ୮୫ୠୟ୬୳୬ୟ୬ ୶ ୩ୟ୮ୟୱ୧୲ୟୱ ୮୫ୠୟ୬୩୧୲ ୶ େ

୨୳୫୪ୟ୦ ୮୫ୠୟ୬୩୧୲ ୬ ୲୭ ୲୬ୟୟ ୪୧ୱ୲୰୧୩

Dimana : CRF = Capital Recovery Factor (decimal) i = suku bunga (%) n = umur pembangkit (tahun) CC = capital cost/biaya modal (USD/kWh) Jumlah pembangkit neto tenaga listrik (kWh/tahun)

= (daya terpasang) x (faktor kapasitas) x 8760

Dimana : Fc = biaya bahan bakar ( US$/kWh ) Ui = harga bahan bakar ( US$/kCal )

h = effisiensi thermal ( % ) biaya operasi dan perawatan adalah:

OM = ୠ୧ୟ୷ୟ &ெେ ୶ ୶ ୡୟ୮

4.5.1.4 Perhitungan biaya pembangkitan total

Berdasarkan beberapa biaya diatas, maka persamaan biaya pembangkitan total dalam pembangkitan tahunan dapat dapat dinyatakan sebagai berikut:

TC = CC + FC + OM

Tabel 4.6 tabel perhitungan ekonomis CNG No kriteria CNG 1 biaya

pembanguan(USD/kWh) 5.94864

2 capital cost bunga 9% (USD/kWh)

8.64 x10-5

3 Ui setahun (USD/kJ) 0.00036

4 biaya BB (USD/kWh) 0.00062895 5 biaya O&M (USD/kWh) 0.00062895 6 biaya pembangkit TC

(USD/kWh) 6% dan 9% 1.909015168 1.909034969

4.7 Pembahasan

4.7.1 Analisa teknis

Dari perhitungan kesetimbangan panas diatas telah diperoleh daya dari turbin yaitu sebesar 43.896 MW, sedangkan daya turbin kondisi desain yang didapat dari data spesifikasi yaitu 50 MW. Perbedaan perhitungan dan kondisi desain bisa disebabkan pengambilan data yang ada di lapangan berbeda dengan pengambilan data pada perhitungan.

13

Selain itu didapatkan juga laju aliran massa bahan bakar CNG yaitu 0.0306 kg/s, sedangkan untuk MFO mempunyai laju aliran massa sebesar 3.522 kg/s. Perbedaan ini disebabkan karena low heating value (LHV) dari CNG lebih besar dibandingkan dengan MFO. Setelah itu didapatkan kapasitas tangki dari CNG yaitu sebesar 0.86 m3/jam atau 144 m3 yang bisa digunakan selama 7 hari.

4.7.2 Analisa ekonomis

Tabel 4.13 Total maintenance cost dan present value

Dari perhitungan total present value dari bahan bakar MFO dibandingkan CNG diperoleh nilai 1.853195038 maka dalam hal ini CNG dikatakan layak karena PV>1, diketahui juga bahwa pembangkit dengan menggunakan bahan bakar MFO menghabiskan biaya perawatan lebih besar dari pada CNG. Hal itu bisa dikarenakan bahan bakar CNG lebih bersih daripada MFO.

Dengan mempertimbangkan data-data diatas, maka CNG layak digunakan sebagai pengganti dari MFO.

V. KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan

Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, dapat ditarik kesimpulan, yaitu: 1. Pada sistem bahan bakar menggunakan 2

tangki, 2 kompresor, 2 pressure regulator, dan 6 burner. Hal ini dimaksudkan untuk berjaga-jaga apabila ada masalah pada alat tersebut, masih ada cadangan yang bisa digunakan sebagai pengganti.

2. Setelah melakukan pemilihan bahan bakar,

BBG yang digunakan sebagai pengganti MFO adalah CNG.

3. Biaya yang digunakan untuk membangun sistem bahan bakar CNG adalah:

- Biaya komponen sebesar 297432 USD - Biaya modal sebesar (9%) 8.64 x10-5 USD/kWh - Biaya bahan bakar sebesar 1.9 x10-5 USD/kJ - Biaya Maintenance sebesar 20347106.98 USD - Biaya pembangkit total sebesar (9%) 1.904670555 USD/kWh - NPV total 2164738.244 USD Setelah dilakukan analisa dan perhitungan ekonomis, ternyata pembangkit listrik dengan bahan bakar MFO memakan biaya lebih besar daripada dengan memakai bahan bakar CNG. 5.2. Saran

Berdasarkan data-data sebelumnya, maka ditarik beberapa saran agar penelitian selanjutnya dapat lebih maksimal : 1. Perlu dilakukan kajian dan penelitian lebih

mendalam lagi tentang penurunan daya dari turbin. Hal ini dikarenakan daya dari turbin harusnya lebih besar dari pada daya yang dikeluarkan oleh generator.

2. Pada penelitian ini, perhitungan ekonomisnya menggunakan metode NPV. Diharapkan pada penelitian selanjutnya menggunakan variasi dari beberapa metode.

DAFTAR PUSTAKA Agung, N. 2007. Pengaruh Kualitas Bahan Bakar Terhadap Effisiensi Boiler. Surabaya: Undergraduate Theses of Marine Engineering Department. (Download, 3 Januari 2011) http://digilib.its.ac.id Agarwal, A. 2011. CNG Storage Tank. www.alibaba.com (12 juni 2011) Anonim 1. 2011. Gas Alam Cair. http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Gas_alam_cair (11 mei 2011)

14

Anonim 2. 2011. Compressed Gas Alam. http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Compressed_Gas_Alam (24 mei 2011)

Boulevard, W. 2002. Clean Alternatif Fuel: Compressed Natural Gas. Arlington: EPA (Download, 17 Februari 2011) www.epa.gov/otaq/consumer/fuels/altfuels/altfuels.htm Brown, M. 1974. Measurement of Mass Flow Rates of Water and Steam in Evaporator Tubes on Operating Boilers Using Radiotracers. England: International Jourtul of Applied Radiation and Isotopes Cengel, Y. 2005. Thermodynamics. Singapore: Mc Graw Hill Dewantara, I. 2009. Mengapa GAS. PT, Artho Gas Abadi. (Download, 19 Februari 2011) http://www.arthoGas.blogspot.com Febrinuryanto, A. 2009. Siklus PLTU. Surabaya: PT. Indonesia Power UBP Perak-Grati Sub Unit Perak Giwangkara, E. 2007. Temperatur Yang Cocok bagi Pembakaran MFO. YahooGroups: Kimia_Indonesia (Download, 16 Februari 2011) http://givangkara.multiply.com/.

Hidayat, D. 2008. Gas Dalam Negeri Terus Dimaksimalkan. Jakarta: Buletin bpmiGas. Johnson, M. 2010. Tentang GAS(Compressed Natural Gas). Articlesbase Kulshrestha, S. 1989. Termodinamika Terpakai, Teknik Uap Dan Panas. Jakarta: Universitas Indonesia

Nikolaou, M. 2010. Optimizing the logistics of compressed natural Gas transportation by marine vessels. Houston: Journal of Natural Gas Science and Engineering. Quistnix, R. 2010. Gas Alam Terkompresi. Posted on the internet on 14 November 2010 (Download, 16 Februari 2011) http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Gas_alam_terkompresi&action=edit&section=1. Suryadi, D. 2009. Estimasi Penghematan Biaya Operasi PLTU dengan Cara Penggantian Bahan Bakar. Surabaya: Universitas Kristen Petra (download, 14 Februari 20011) http://puslit2.petra.ac.id/ejo. Smith, J. 1996. Introduction To Chemical Engineering Thermodynamics. Singapore: Mc Graw Hill