PEMBANGKITAN TENAGA LISTRIK
SOEDIBYO
Kata Pengantar Buku dengan judul Pembangkitan Tenaga Listrik ini dimaksudkan untuk dipakai oleh mahasiswa Teknik Elektro khususnya Teknik Sistem Tenaga serta para professional yang ingin mengetahui tentang proses pembangkitan tenaga listrik. Penulis maksud agar buku ini, merupakan buku dari mahasiswa bisa belajar sendiri. Buku ini ditulis untuk mahasiswa bukan untuk instruktur. Keseluruhan ada 9 (sembilan) bab, masing-masing bab menjelaskan pembangkit tenaga listrik berdasarkan energi primernya yakni; pembangkit jenis tidak terbarukan (unrenewable energy) maupun pembangkit jenis terbarukan (renewable energy). Pembahasan masingmasing pembangkit mencakup; pengertian umum, bagian-bagian dari pembangkit, proses konversi energi, perhitungan kebutuhan bahan bakar / energi primer serta perhitungan biaya pembangkitan. Penulis juga ingin mengucapkan terima kasih kepada para pimpinan Jurusan Teknik Elektro – ITS serta guru kami, atas kesempatan / fasilitas yang diberikan dan saran-saran yang berguna untuk penulis sehingga buku ini bisa diterbitkan. Ucapan terima kasih kami sampaikan kepada Yth; Dr. Tri Arief Sardjono, ST., MT., Dr. Ir. I Made Yulistya Negara, MSc., Ir. Teguh Yuwono, serta Prof. Ir. Mochamad Ashari, MEng., PhD. Penulis sangat mengharapkan kritik yang membangun dari para pembaca, demi perbaikan dan pengembangan buku ini. Surabaya, Juli 2015 Penulis,
Soedibyo
i
Daftar Isi Kata Pengantar ......................................................................................................
i
Daftar Isi ....................................................................................................................
ii
Daftar Gambar .......................................................................................................
iv
Daftar Tabel ...........................................................................................................
vi
1.
1
Pendahuluan ...............................................................................................
Bagian I Pembangkit Tenaga Listrik Jenis Energi Tidak Terbarukan (Unrenewable Energy) 2.
Pembangkit Listrik Tenaga Uap 2.1 Pengertian Umum .............................................................................
5
2.2 PLTU Batu Bara ..................................................................................
7
2.3 Proses Produksi Tenaga Listrik PLTU Batu Bara ................
10
2.4 Komponen Utama dan Spesifikasi .............................................
14
2.4.1 Batu Bara .......................................................................................
14
2.4.2 Ketel (Boiler) ...............................................................................
15
2.4.3 Turbin .............................................................................................
17
2.4.4 Generator Sinkron .....................................................................
19
2.4.5 Sistem Eksitasi ............................................................................
21
2.4.6 Pulverizer / Mill (Penggiling Batubara) ..........................
22
2.4.7 Pompa Pengisi Ketel (Boiler Feedwater Pump) ............
23
2.4.8 Pompa Air Pendingin ...............................................................
24
2.4.9 Transformer Generator ..........................................................
24
2.4.10 Penangkapan Abu (Electrostatic Precipitator) ............
26
ii
2.4.11 Cerobong (Stack).......................................................................
27
2.5 Persamaan untuk perhitungan daya dan kebutuhan
3.
bahan bakar .........................................................................................
29
2.6 Biaya Pembangkitan ........................................................................
34
2.7 Pendapatan per Tahun dan Payback Period .........................
36
2.8 Contoh Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar .....................
37
2.8.1 Batubara .........................................................................................
37
2.8.2 Boiler ................................................................................................
37
2.8.3 Turbin ..............................................................................................
39
2.8.4 Output Generator .......................................................................
44
2.9 Biaya Pembangkitan ........................................................................
46
2.10 Daftar pustaka ....................................................................................
52
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir 3.1 Pengertian Umum ..............................................................................
54
3.2 Prinsip Dasar PLTN ...........................................................................
57
3.3 Kelebihan dan Kekurangan............................................................
61
3.4 Jenis-Jenis PLTN..................................................................................
62
3.4.1 PWR (Pressurized Water Reactor).......................................
62
3.4.2 BWR (Boiled Water Reactor) .................................................
63
3.4.3 Reaktor Air Didih Lanjut .........................................................
65
3.4.4 Reaktor CANDU ...........................................................................
65
3.4.5 Reaktor Tabaung Tekan ..........................................................
66
3.4.6 Pebbel Bed Modular Reactor (PBMR) ...............................
66
3.4.7 Reaktor Magnox ..........................................................................
67
3.4.8 Advanced Gas-Cooled Reactor (AGR) ................................
67
3.5 Rumus / Persamaan Perhitungan Daya pada PLTN ...........
68
3.6 Biaya Pembangkitan .........................................................................
71
3.7 Payback Period ....................................................................................
72
iii
4.
3.8 Contoh PLTN tipe PWR kapasitas 200 MW ............................
72
3.9 Daftar pustaka .....................................................................................
80
Pembangkit Listrik Tenaga Gas 4.1 Pengertian Umum ..............................................................................
81
4.2 Bahan Bakar PLTG .............................................................................
82
4.2.1 Gas Alam .........................................................................................
82
4.2.2 Minyak Bumi .................................................................................
84
4.3 Prinsip Kerja PLTG ............................................................................
85
4.4 Kelemahan dan Keunggulan PLTG .............................................
86
4.5 Perencanaan Teknik PLTG .............................................................
88
4.6 Kendali Daya pada PLTG .................................................................
91
4.6.1 Pengaturan Tegangan ...............................................................
91
4.6.2 Pengaturan Frekuensi (MW) .................................................
92
4.6.3 Pengaturan Daya Reaktif (MVAR) .......................................
92
4.7 Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar ......................................
92
4.8 Perhitungan biaya pembangkitan PLTG dengan bahan bakar gas alam .....................................................................................
96
4.9 Daftar pustaka .....................................................................................
99
Bagian II Pembangkit Tenaga Listrik Jenis Energi Terbarukan (Renewable Energy) 5.
Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi 5.1 Energi Panas Bumi ............................................................................... 102 5.2 Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi .................................... 109 5.3 Prinsip Kerja Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi ........ 114 5.4 Peralatan pada Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi .... 116 5.5 Rumus dan besaran yang digunakan dalam perhitungan Daya ............................................................................................................ 124
iv
5.6 Biaya Pembangkitan ........................................................................... 129 5.7 Daftar pustaka ....................................................................................... 131 6.
Pembangkit Listrik Tenaga Bayu / Angin 6.1 Sejarah Perkembangan Penggunaan Tenaga Angin / Bayu 132 6.2 Turbin Angin .......................................................................................... 134 6.3 Wind Farm ............................................................................................. 161 6.4 Rumus Konversi Tenaga Angin ...................................................... 165 6.5 Biaya Pembangkitan ........................................................................... 169 6.6 Daftar pustaka ....................................................................................... 171
7.
Pembangkit Listrik Tenaga Air 7.1 Dasar Teori.............................................................................................. 172 7.2 Jenis – jenis PLTA ................................................................................. 174 7.3 Komponen Utama pada PLTA......................................................... 176 7.3.1 Klasifikasi Turbin Air .................................................................. 178 7.4 Perencanaan PLTA .............................................................................. 183 7.5 Dasar perhitungan kapasitas daya terbangkit ........................ 188 7.6 Biaya pembangkitan ........................................................................... 194 7.7 Daftar pustaka ....................................................................................... 196
8.
Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro 8.1 Pengertian Umum ................................................................................ 197 8.2 Prinsip Kerja PLTMH .......................................................................... 199 8.3 Rumus / Persamaan untuk Perhitungan Kapasitas .............. 207 8.3.1 Bendungan....................................................................................... 207 8.3.2 Waterway ......................................................................................... 208 8.3.3 Kolam Penenang ........................................................................... 208 8.3.4 Penstock ........................................................................................... 208
v
8.3.5 Rumus Turbin ................................................................................ 208 8.3.6 Generator ......................................................................................... 209 8.4 Kapasitas Daya Terbangkit .............................................................. 210 8.4.1 Perhitungan Bendungan ............................................................ 210 8.4.2 Perhitungan Waterway .............................................................. 211 8.4.3 Perhitungan Kolam Penenang ................................................ 212 8.4.4 Perhitungan Penstock ................................................................ 212 8.4.5 Perhitungan Turbin ..................................................................... 213 8.4.6 Perhitungan Generator .............................................................. 214 8.5 Biaya Pembangkitan ........................................................................... 215 8.5.1 Biaya Pembangunan PLTMH ................................................... 215 8.5.2 Perhitungan Biaya per/kWh ................................................... 216 8.5.3 Perhitungan Break Even Point ............................................... 216 8.6 Daftar Pustaka ....................................................................................... 218 9.
Pembangkit Listrik Tenaga Surya (Photovoltaic) 9.1 Pengertian Umum ................................................................................. 219 9.2 Sel Surya / Photovoltaic (PV) .......................................................... 220 9.2 Rangkaian ekivalen Photovoltaic ................................................... 221 9.2.1 Karakteristik Arus-Tegangan PV ........................................... 226 9.2.2 Efek Suhu dan Iradiasi ................................................................ 227 9.3 Instalasi Photovoltaic .......................................................................... 229 9.4 Dasar Perhitungan Kapasitas dan Biaya Pembangkitan ...... 238 9.5 Daftar Pustaka ........................................................................................
vi
Daftar Gambar Gambar 1.1 Pengelompokan pembangkit listrik berdasarkan jenis energi primer .................................................................................................. 3 Gambar 2.1 Siklus PLTU ...................................................................................... 10 Gambar 2.2 Siklus PLTU Lengkap ................................................................... 13 Gambar 2.3 Batu Bara Jenis Subbituminious ............................................. 14 Gambar 2.4 Skema Boiler atau Ketel ............................................................. 16 Gambar 2.5 Turbin ................................................................................................. 18 Gambar 2.6 Generator Sinkron ........................................................................ 20 Gambar 2.7 Sistem Eksitasi ................................................................................ 21 Gambar 2.8 Pulverizer / Mill ............................................................................. 22 Gambar 2.9 Pompa Pengisi Ketel (Boiler Feedwater Pump) .............. 23 Gambar 2.10 Pompa Air Pendingin ................................................................ 24 Gambar 2.11 Transformator Generator ....................................................... 25 Gambar 2.12 Penangkap Abu (Electrostatic Precipitator) .................. 27 Gambar 2.13 Cerobong atau Stack.................................................................. 28 Gambar 3.1. Model Atom ..................................................................................... 56 Gambar 3.2 Pembelahan Inti Atom ................................................................ 58 Gambar 3.3 Pengendalian reaksi berantai menggunakan batang Kendali .......................................................................................................................... 60 Gambar 3.4 Skema dari Pressurized Water Reactor .............................. 62 Gambar 3.5 Skema Boiling Water Reactor .................................................. 64 Gambar 3.6 Konstruksi Reactor Vessel ........................................................ 72 Gambar 3.7 Bejana Reaktor ............................................................................... 73 Gambar 3.8 Perancangan Bahan Bakar Uranium ..................................... 74 Gambar 3.9 Pressurizer ....................................................................................... 75 Gambar 3.10 Steam Generator Tipe U .......................................................... 75 Gambar 3.11 Pompa Sentrifugal Pendingin Reaktor .............................. 76
vii
Gambar 3.12 Siemens Steam Turbine SST-800 ........................................ 77 Gambar 3.13 Siemens SGen5-100A-2P Series ........................................... 78 Gambar 4.1 Diagram PLTG ................................................................................. 82 Gambar 4.2 Pemanfaatan gas alam di berbagai sekto ........................... 84 Gambar 4.3 Sekema Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (combined cycle) ...................................................................................................... 87 Gambar 4.4 Turbin Gas pada PLTG................................................................. 89 Gambar 4.5 Siklus Brayton ................................................................................. 90 Gambar 4.6 Bagian utama sebuah turbin gas ............................................ 91 Gambar 5.1 Struktur Geologi Daerah Panas Bumi ................................... 102 Gambar 5.2 Sistem Hidrothermal ................................................................... 106 Gambar 5.3 Perbandingan diagram PLTU dan PLTPB ........................... 109 Gambar 5.4 Siklus tertutup fluida panas bumi .......................................... 110 Gambar 5.5 Diagram Sederhana PLT Panas Bumi ................................... 111 Gambar 5.6 Dry System Power Plant ............................................................. 112 Gambar 5.7 Flash System Power Plant ......................................................... 113 Gambar 5.8 Binary Cycle Power Plant .......................................................... 113 Gambar 5.9 Flow Diagram Prinsip Kerja PLTP Kamojang ................... 114 Gambar 6.1 Kapasitas tenaga angin terinstall di seluruh dunia ........ 133 Gambar 6.2 Total Kapasitas Terpasang di seluruh dunia ..................... 134 Gambar 6.3 Cara Kerja Turbin Angin (PLTB) ............................................ 135 Gambar 6.4 Bagian-bagian dari turbin angin ............................................. 135 Gambar 6.5 Turbin angin dengan poros horizontal ................................ 136 Gambar 6.6 Turbin angin dengan poros vertical...................................... 136 Gambar 6.7 Sistem yang terhubung ke jaringan PLN ............................. 138 Gambar 6.8 Off grid atau sisitem sendiri ..................................................... 139 Gambar 6.9 Sistem Listrik Hibrida ................................................................. 139 Gambar 6.10 HAWT upwind (a), HAWT downwind (b), VAWT all direction (c)............................................................................................ 141
viii
Gambar 6.11 Luas Penampang rotor dan luas vertical blade ............. 145 Gambar 6.12 Kolom udara statis untuk menentukan hubungan tekanan udara dan ketinggian ........................................................................... 147 Gambar 6.12 Peningkatan(a) kecepatan angin dan (b) rasio daya dengan ketinggian .................................................................................................... 151 Gambar 6.13 Angin melewati turbin angin dan porsi energi kinetik yang diekstrak ........................................................................................................... 154 Gambar 6.14 Plot Efisiensi Blade vs V (a) dan efisiensi rotor pada beberapa tipe blade (b) .............................................................................. 157 Gambar 6.15 Sistem dasar wind power system dengan generator sinkron .................................................................................................... 159 Gambar 6.16 Torsi vs slip mesin induksi ..................................................... 160 Gambar 6.17 Mesin induksi bekerja sebagai generator ........................ 161 Gambar 6.18 Efisiensi array dan spasi tower ............................................ 163 Gambar 6.19 Ilustrasi array dan spasi tower windmill......................... 163 Gambar 6.20 Data – data contoh soal ............................................................ 164 Gambar 7.1 Turbin impuls ................................................................................. 178 Gambar 7.2 Turbin impuls ................................................................................. 180 Gambar 7.3 Turbin Reaksi .................................................................................. 180 Gambar 7.4 Turbin Water Way ........................................................................ 181 Gambar 7.5 Turbin jenis Bendungan ............................................................. 182 Gambar 7.6 Garis massa debit dalam kurun waktu 10 tahun ............ 189 Gambar 7.7 Garis massa debit dalam kurun waktu 10 tahun ............ 192 Gambar 8.1 Skema Prinsip Kerja PLTMH .................................................... 200 Gambar 8.2 Bendungan ....................................................................................... 203 Gambar 8.3 Saluran Pembawa.......................................................................... 203 Gambar 8.4 Bak Penenang .................................................................................. 204 Gambar 8.5 Pipa Pesat.......................................................................................... 205 Gambar 8.6 Pipa Pendatar .................................................................................. 205
ix
Gambar 8.7 Turbin ................................................................................................. 206 Gambar 8.8 Generator .......................................................................................... 207 Gambar 8.9 Power House ................................................................................... 207 Gambar 9.1 Energi yang dihasilkan dari matahari .................................. 219 Gambar 9.2 Panel surya (Photovoltaic) ........................................................ 221 Gambar 9.3 Prinsip kerja sel surya ................................................................. 222 Gambar 9.4 Rangkaian ekivalen sel surya ................................................... 223 Gambar 9.5 Sel PV, Panel PV dan PV array.................................................. 225 Gambar 9.6 Panel Surya dihubungkan (a) seri dan (b) paralel ......... 226 Gambar 9.7 Grafik V-I (biru) dan V-P (merah) pada PV ........................ 227 Gambar 9.8 Kurva V-I photovoltaicpada perubahan nilai iradiasi dan suhu ...................................................................................................... 227 Gambar 9.9 Kurva V-P photovoltaic pada perubahan iradiasi dan Suhu ................................................................................................................................ 228 Gambar 9.10 Panel surya .................................................................................... 229 Gambar 9.11 Charge Controller Panel Surya ............................................. 229 Gambar 9.12 Inverter ........................................................................................... 230 Gambar 9.13 Baterai ............................................................................................. 230 Gambar 9.14 Panel surya untuk stand alone home system ................ 231 Gambar 9.15 Photovoltaic untuk penerangan jalan umum ................. 232 Gambar 9.16 Photovoltaic untuk penerangan jalan umum ................. 233 Gambar 9.17 Sistem Hybrid PV dan Turbin Angin untuk rumah ..... 234 Gambar 9.18 Sistem photovoltaic terhubung jaringan listrik PLN .. 235 Gambar 9.19 Perkembangan sistem off-grid dan on-grid.................... 236 Gambar 9.20 Photovoltaic untuk kebutuhan instalasi rumah ........... 237 Gambar 9.21 Diagram instalasi sistem panel surya ................................ 238
x
Daftar Tabel Tabel 2.1 Nilai kalori dari beberapa jenis batu bara ................................ 15 Tabel 2.2 Interpolasi ............................................................................................... 41 Tabel 2.3 Output tekanan turbin ....................................................................... 42 Tabel 2.4 Konsumsi Batu Bara ........................................................................... 44 Tabel 2.5 Retun of Investment dan Benefit Cost Ratio Selama 25 Tahun ...................................................................................................................... 49 Tabel 4.1 Kandungan Gas Alam ......................................................................... 83 Tabel 4.2 Persamaan untuk acuan beberapa besaran – besaran ........ 96 Tabel 5.1 Klasifikasi Sistem Panas Bumi........................................................ 108 Tabel 6.1 Plot dan tabel power vs windspeed ............................................. 145 Tabel 6.2 Kerapatan udara terhadap range temperatur ....................... 146 Tabel 6.3 Fungsi altitude terhadap tekanan udara ................................... 148 Tabel 6.4 Koefisien gesekan terhadap karakteristik permukaan ....... 150 Tabel 6.5 Karakteristik dan klasifikasi permukaan tertentu ................ 150 Tabel 7.1 Turbin berdasarkan putaran .......................................................... 182 Tabel 8.1. Jenis Pembangkit Listrik Tenaga Air berdasarkan kapasitas daya ........................................................................................................... 197 Tabel 8.2. Jenis Turbin Air .................................................................................... 206 Tabel 8.3. Rincian Biaya Pembangunan PLTMH......................................... 215
xi
Daftar Simbol 2. Pembangkit Listrik Tenaga Uap G
: efisiensi generator
PinG
: daya input dari generator
PoutG
: daya output dari generator
PoutT
: daya output dari turbin
t
:efisiensi turbin
PinT
: daya input dari turbin
PinT
: daya input dari turbin (kJ/ s)
H1
: tekanan masuk boiler (kJ/ kg)
H3
: tekanan masuk turbin (kJ/ kg)
H4
: tekanan keluar turbin (kJ/ kg)
H5
: tekanan keluar kondenser (kJ/ kg)
S1
: entropi masuk boiler (kJ/ kg)
S3
: entropi masuk turbin (kJ/ kg)
S5
: entropi keluar kondenser (kJ/ kg)
PTin turbin : Tekanan pada alat ukur (kPa) PTruangan : Tekanan ruangan (kPa) QBB
: jumlah kebutuhan kalor (kJ/ jam)
m
: Laju aliran uap stream (kg/ s)
H1
: tekanan masuk boiler (kJ/ kg)
H3
: tekanan masuk turbin (kJ/ kg)
B
: efisiensi boiler (%)
C
: Karbon pada batu bara (%)
H
: Hidrogen pada batu bara (%)
O
: oksigen pada batu bara (%)
S
: Sulfur pada batu bara (%)
xii
C
: Carbon (%)
H
: Hidrogen (%)
O
: Oksigen (%)
S
: Sulfur (%)
A
: debu (%)
m
: kebutuhan udara lebih
O
: Oksigen (%)
Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
m
: kebutuhan udara lebih
Vog
: kebutuhan udara teoritis pembakaran
Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
BB
: konsumsi batu bara per jam
Q
: debit aliran udara
mudara
: laju aliran udara
udara
: massa jenis udara
Gg
: berat gas asap
Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
A
: debu (%)
Emax
: medan electric maximum
Tref
: suhu gas referensi
T
: suhu gas
Pref
: tekanan gas referensi
P
: tekanan gas
V
: tegangan operasi
W
: jarak antar wire dan plat
Emax
: medan electric maximum
A
: luasan elektroda
Qu
: debit aliran udara
EP
: efisiensi Electrostatic Precipitator (EP)
xiii
H
: tinggi kepulan asap (gas buang)
VS
: kecepatan aliran gas
d
: diameter pipa
U
: kecepatan angin
P
: tekanan atmosfer
TS
: suhu stack atau cerobong
Ta
: suhu atmosfer
Wpump, in : Kerja spesifik pompa masuk (kj/ kg) V1
: Volume cairan (m3/kg)
P1
: Tekanan masuk boiler (kPa)
P2
: Tekanan keluar boiler (kPa)
h4
: Entalpi uap yang masuk ke kondensor (kJ/kg)
h5
: Entalpi
i
: Nilai tingkat suku bunga
n
: Umur pembangkit
Cn
: jumlah pembangkitan energi netto ( GWh / Tahun)
P
: kapasitas daya pembangkit (Watt)
Z
: faktor kapasitas pembangkit
FC
: biaya bahan bakar (US$ / Kwh)
HBA
: harga bahan bakar acuan (US$/Kg)
air yang keluar dari kondensor (kJ/kg)
Konsumsi : konsumsi batubara per kWh (kg/kWh)
TC
: biaya pembangkitan total (US$ / kWh)
CC
: capital cost ( US$ / Kwh)
FC
: biaya bahan bakar (US$ / Kwh)
O&Mcost : Biaya Operasi dan Perawatan (US$/kWh) KP
: keuntungan penjualan (Cent US$ / kWh)
BPP
: harga pembelian tertinggi (US$ / kWh)
TC
: biaya pembangkitan total (US$ / kWh)
CIF
: Keuntungan per tahun (US$)
xiv
PP
: Payback Period (tahun)
ROIn
: Return of Investment
Laban
: Keuntungan per tahun : CIF (US$)
BCRn
: Benefit Cost Ratio
3. Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir m
: Massa uranium
A
: 235 grat/gram
E
: Energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
𝜂𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 : efisiensi thermal T uap
: suhu uap boiler (°𝐾)
Tluar boil : suhu luar boiler (°𝐾) PinT
: daya masuk pada turbin
𝜂𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 : efisiensi thermal E
: energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
PoutT
: daya keluar pada turbin
𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 : efisiensi turbin PinT
: daya masuk pada turbin
E1
: energi panas mula yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
E2
: energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
Poutg 1 : daya keluar generator yang dihasilkan dari E 1 Poutg 2 : daya keluar generator yang diinginkan E2
: Energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
Qu
: Kapasitas uap yang dihasilkan steam generator
hs
: Entalpi uap
hw
: Entalpi air
F
: Uranium yang diperlukan tiap jam
E2
: Energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
E
: Energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
xv
F’
: Uranium yang diperlukan dalam sehari
F
: Uranium yang diperlukan tiap jam
F”
: Uranium yang diperlukan dalam setahun
F’
: Uranium yang diperlukan dalam sehari
Ea
: tegangan terminal pada generator (volt)
K
: konstanta generator
∅
: fluks (Wb/m2)
n
: kecepatan generator tiap menit (rpm)
I
: arus eksitasi yang diperlukan untuk membangkitkan Ea (A)
N
: banyak lilitan (lilit)
A
: luas penampang (m2)
FP
: Faktor penyusutan
r
: Tingkat bunga dalam %
n
: Lama waktu penyusutan dalam tahun
JPNTL : jumlah pembangkitan neto tenaga listrik DT
: daya terpasang
FKN
: faktor kapasitas neto x 8760
BP
: Biaya pembangunan
FP
: faktor penyusutan
HBB
: Harga bahan bakar
BT O&M : Biaya tetap O&M BV O&M : Biaya variable O&M TC
: Total cost atau biaya pembangkitan total
4. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Pout G : Daya Output Generator (MVA) Pin G
: Daya Input Generator (MW)
Pole
: Jumlah Kutub
xvi
Vt
: Tegangan Terminal (KV)
Ns
: Putaran Generator Sinkron (rpm)
𝜂𝐺
: Effisiensi Generator Sinkron (%)
Cos φ
: Faktor Daya
Pin T
: Daya Input Turbin (MW)
Nt
: Putaran Turbin (rpm)
𝜂𝑇
: Effisiensi Turbin (%)
P1
: Tekanan Udara Pada Kompresor (bar)
P2
: Tekanan Udara Keluar Kompressor (bar)
P3
: Tekanan Pada Ruang Bakar (bar)
Pa
: Tekanan Barometer (bar)
Pf
: Tekanan Pada Saringan Masuk Kompresor (bar)
Ta
: Temperatur Lingkungan (K)
T1
: Suhu Keluar Saringan Udara (K)
T2
: Suhu yang Keluar dari Kompressor (K)
T3
: Suhu Pada Ruang Bakar (K)
T4
: Temperatur gas buang (K)
Wc
: Kerja kompresor actual (Kj/Kg)
WT
: Kerja turbin actual (Kj/Kg)
Wnet
: Kerja bersih sistem actual (Kj/Kg)
Qin
: Panas masuk sistem actual (K)
Qout
: Panas keluar sistem actual (K)
ɳ TH
: Efisiensi termal siklus brayton (%)
5. Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi h2 : enthalpi separator hf : enthalpi fluida cair
xvii
hg : enthalpi fluida gas hfg : enthalpi fluida campuran x2 : jumlah fraksi uap h3 : enthalpi uap masuk turbin HP h4 : enthalpi uap keluar turbin HP h5 : enthalpi uap masuk turbin LP h6 : enthalpi uap keluar turbin LP Pth1 : daya thermal turbin HP Pth2 : daya thermal turbin LP m1 : massa uap turbin HP m2 : massa uap turbin LP Pg : daya akhir generator ηm : effisiensi mesin ηt : effisiensi turbin ηg : effisiensi generator
6. Pembangkit Listrik Tenaga Bayu / Angin 𝜌
: kerapatan udara(1.22 𝑘𝑔/𝑚3 )
𝜆
: tip-speed ratio
𝛽
: pitch angle (derajat)
𝐶𝑝
: koeisien daya dari wind turbin
𝑅
: diameter baling-baling (meter)
xviii
𝑉
: kecepatan angin(m/s)
Pout turbin: Pm x effisiensi turbin Pout total : Pm x effisiensi generator ʋ
: kecepatan angin(m/s)
𝜔
: kecepatan sudut (rad/s)
𝑇
: Torsi (N.m)
P
: daya (Watt)
7. Pembangkit Listrik Tenaga Air p
: probabilitas terlampaui (%)
i
: nomor urut debit
n
: jumlah data debit
Q
: limpasan (mm)
P
: hujan rata-rata DAS (mm)
E
: evapotranspirasi aktual (mm)
S
: perubahan kandungan (simpanan) air dalam tanah (mm)
P
: Kapasitas (KW)
𝜂t
: Effisiensi Turbine
𝜂g
: Effisiensi Generator
Qd
: Debit perencanaan (m3/det)
Hn
: Tinggi efektif : Hg - ΔH
Hg
: Tinggi jatuh kotor (m)
ΔH
: Jumlah kehilangan tinggi (m)
E
: Jumlah energi setahun (KWH)
Pt
: daya turbin (kW),
g
: percepatan gravitasi (m/detik2),
H
: jatuh efektif (m),
xix
Q
: debit (m3/detik)
: efisiensi
8. Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro V
: Volume bendungan
P
: Panjang bendungan
L
: Lebar bendungan
T
: Tinggi bendungan
h
: Tinggi muka air
V
: Kecepatan air
A
: Luas pipa (A) : Q/V
Dp
: Diameter Pipa
Pp
: Ketebalan Pipa
Tp
: Ketebalan dinding pipa
L
: Lebar Turbin
Ns
: Kecepatan spesifik turbin (rpm)
n
: Kecepatan turbin (rpm)
Do
: Diameter runner (m)
Ds
: Diameter outlet (m)
N
: Jumlah sudu turbin
S1
: Jarak antar sudu (cm)
𝜌
∶ Kelengkungan sudu
Ph
: Daya hidrolis (Watt)
𝛾
: Berat jenis air (N/m3) : 9810 N/m3
Qd
: Debit air (m3/s)
Hg
: Tinggi jatuh air (m)
Pg
: Daya output generator (watt)
xx
9. Pembangkit Listrik Tenaga Surya (Photovoltaic) I
: aruskeluaran PV
T
: Suhu matahari
V
: TeganganterminalPV
RS
: Resistansi seri
𝐼𝑂
: Arus saturasi dioda
𝐼𝑝ℎ
: Arus hasil dari foton
Rsh
: Resistansi paralel
q
: electron charge (1,6 x e-19 C)
Iph
: arus cahaya (photo current)
A
: Konstanta kualitas dioda (1 ≤ A ≤ 2)
K
: Konstanta Boltzman (1,38 x 10-23 J/°K)
T
: Suhu operasi sel
Tref
: Suhu referensi sel
Eg
: energi bandgap semikonduktor PV
Isc
: Arus hubung singkat pada kondisi standar
K1
: Koefisien suhu sel
G
: Iradiasi kerja sel
Go
: Referensi iradiasi (1.000 W/m2)
xxi
1 Pendahuluan Pembangkit tenaga listrik adalah bagian dari alat industri yang dipakai untuk memproduksi dan membangkitkan tenaga listrik dari berbagai sumber energi primer / bahan bakar, seperti PLTU, PLTN, PLTA, PLTPB dan lain sebagainya. Bagian utama dari pembangkit tenaga listrik ini adalah generator listrik, yakni mesin berputar yang mengubah energi mekanis menjadi energi listrik dengan menggunakan prinsip medan magnet yang diputar memotong konduktor / kumparan jangkar. Mesin generator ini diaktifkan dengan menggunakan berbagai sumber energi yang sangat bemanfaat dalam suatu pembangkitan tenaga listrik. Pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN) menggunakan panas sebuah reaktor nuklir untuk membangkitkan uap, uap tersebut berfungsi menggerakkan turbin uap dan generator listrik. Kira-kira 20% kebutuhan energi listrik di Amerika Serikat dihasilkan oleh PLTN. Pembangkit listrik tenaga bahan bakar fosil juga dapat menggunakan generator turbin uap, sedangkan dalam kasus pembangkit berbahan bakar gas alam yaitu dengan turbin gas. Pembangkit listrik tenaga batu bara (PLTU) menghasilkan listrik dengan membakar batu bara
untuk
menguapkan
air
dan
memiliki
dampak
samping
buangan karbon dioksida yang cukup besar, yang dilepaskan dari pembakaran batu bara serta berperan bagi pemanasan global. Kira-kira 50% pembangkitan listrik di Amerika Serikat dihasilkan dari PLTU batu bara. Pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTPB) menggunakan uap yang disarikan dari bebatuan yang panas dari bawah tanah. Energi GEOTHERMAL berasal dari panas yang dihasilkan di dalam Bumi akibat 1
penguraian alami dari unsur kimiawi. Energi ini juga digunakan untuk memanaskan bangunan, menggerakkan mesin listrik, memasak dll. Panas ini naik ke permukaan melalui gunung berapi atau air bawah tanah. Karena proses-proses alami memakan waktu yang cukup lama, energi ini sering dianggap sebagai energi yang tidak terbarukan atau terbarukan dengan lambat. Energi terbarukan atau pembangkit listrik tenaga biomassa dapat dibahanbakari oleh ampas tebu,
sampah kota, metana dari
peternakan atau bentuk biomassa lainnya. Di dalam industri peleburan baja, gas buang tanur tinggi kendati kepadatan energi rendah bahan bakar. Panas buangan dari proses industri kadang-kadang cukup ekonomis untuk digunakan sebagai sumber pembangkit, biasanya di dalam turbin dan pendidih uap. Pembangkit listrik tenaga surya, konsepnya sangat sederhana. Yaitu mengubah cahaya matahari menjadi energi listrik. Cahaya matahari merupakan salah satu bentuk energi dari sumber daya alam. Sumber daya alam matahari ini sudah banyak digunakan untuk memasok daya listrik di satelit komunikasi melalui sel surya. Sel surya ini dapat menghasilkan energi listrik dalam jumlah yang tidak terbatas langsung diambil dari matahari, tanpa ada bagian yang berputar dan tidak memerlukan bahan bakar. Sehingga sistem sel surya sering dikatakan bersih dan ramah lingkungan. Energi Wind Power juga dipengaruhi oleh matahari, merupakan sumber energi termurah; diperkirakan akan menjadi sumber energi listrik yang penting di masa mendatang. Angin adalah salah satu bentuk energi yang tersedia di alam, Pembangkit Listrik Tenaga Angin/Bayu mengkonversikan
energi
angin
menjadi
energi
listrik
dengan
menggunakan turbin angin atau kincir angin. Cara kerjanya cukup sederhana, energi angin yang memutar turbin angin, diteruskan untuk
2
memutar rotor pada generator dibagian belakang turbin angin, sehingga akan menghasilkan energi listrik. Pilihan jenis bahan bakar untuk pembangkit tenaga listrik apakah dari Energi Tidak Terbarukan ETT (unrenewable energy) atau dari Energi Baru Terbarukan EBT (renewable energy) bisa dikelompokan seperti Gambar 1.1. Jenis pembangkit yang ada dalam buku ini didasarkan dari jenis energi primer / bahan bakarnya. Energi Fosil (sumber daya hidrokarbon)
Minyak bumi
Batubara
ENERGI BARU
Gas Nuklir
BERBASIS SUMBER DAYA ALAM
ENERGI TERBARUKAN
Hidro, Mikrohidro
Solar, angin, biomassa, panas bumi, hidrogen
BERBASIS TEKNOLOGI
Gambar 1.1 Pengelompokan pembangkit listrik berdasarkan jenis energi primer Dalam buku ini bab 2 s/d bab 4 menjelaskan pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan energi primer jenis Energi Tidak Terbarukan (unrenewable energy), sedang pada bab 5 s/d bab 9 menjelaskan pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan energi primer jenis energi terbarukan (renewable energy).
3
Bagian I Pembangkit Tenaga Listrik Jenis Energi Tidak Terbarukan (Bab 2 s/d 4)
4
2 Pembangkit Listrik Tenaga Uap 2.1. Pengertian Umum Pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) adalah pembangkit yang mengandalkan energi kinetik dari uap untuk menghasilkan energi listrik. PLTU merupakan jenis pembangkit tenaga listrik yang menggunakan uap sebagai media untuk memutar sudu – sudu turbin, dimana uap yang digunakan memutar sudu – sudu tersebut adalah uap kering. Prinsip kerja dari pembangkit listrik jenis ini pada intinya adalah generator listrik (alternator) yang seporos dengan turbin yang digerakkan oleh tenaga kinetik dari uap panas/kering. Pembangkit listrik tenaga uap menggunakan berbagai macam bahan bakar terutama Batu Bara dan Minyak Bakar serta Main Fuel Oil (MFO) dan juga menggunakan solar, High Speed Diesel (HSD) dengan bantuan udara panas bertekanan untuk start up awal. Sejarah PLTU Pada tahun 1831, setelah sebelas tahun melakukan percobaan, Michael Faraday dapat membuktikan prinsip pembangkitan listrik dengan induksi magnet. Dengan peragaan dijelaskan, bahwa bila kumparan atau penghantar memotong medan magnet yang berubahubah akan terinduksi suatu tegangan listrik padanya. Kini rancangan semua mesin listrik adalah didasarkan pada bukti nyata tersebut. Kemudahan membangkitkan listrik secara induksi memunculkan perkembangan pembuatan dynamo dan pada tahun 1882 tersedia pasok listrik untuk publik di London. Pasokan ini diperoleh dari generator DC yang digerakkan dengan mesin bolak balik (reciprocating) yang di catu 5
dengan uap dari boiler pembakaran manual. Permintaan tenaga listrik tumbuh berkembang dan pembangkit kecil muncul di seluruh negeri. Hal ini memberikan keinginan untuk bergabung agar menjadi ekonomis. Pada tahun 1878 generator pertama dibuat oleh Gramme, tetapi tidak menghasilkan listrik sampai tahun 1888 ketika Nikola Tesla memperkenalkan sistem fasa banyak (poly phase) medan berputar. Pada tahun 1882 Sir Charles Parson mengembangkan turbin generator AC pertama dan pada 1901 dibuat generator 3 fasa 1500 kW untuk pusat pembangkit Neptune di Tyne Inggris. Inilah mesin awal dengan kumparan yang berputar didalam medan magnet, tetapi ternyata bahwa semakin besar output yang diinginkan akan lebih mudah mengalirkan arus listrik pada medan magnet berputar didalam kumparan yang diam atau ada dibagian stator. Rancangan mesin secara bertahap berkembang sehingga pada 1922, generator 20 MW yang berputar pada 3000 rpm beroperasi. Sementara itu karena tuntutan permintaan kebutuhan rancangan unit pembangkit juga berkembang dan kapasitasnyapun meningkat sehingga dibentuk organisasi untuk mengoperasikan sistem transmisi interkoneksi yang disebut pusat penyaluran dan pengatur beban. PLTU adalah jenis pembangkit listrik tenaga termal yang banyak digunakan, karena efisiensinya baik dan bahan bakarnya mudah didapat sehingga menghasilkan energi listrik yang ekonomis. PLTU merupakan mesin konversi energi yang merubah energi kimia dalam bahan bakar menjadi energi listrik. Keuntungan dan kerugian dari PLTU Dibanding jenis pembangkit lainnya PLTU memiliki beberapa keunggulan. Keunggulan tersebut antara lain : a.
Dapat dioperasikan dengan menggunakan berbagai jenis bahan bakar (padat, cair, gas).
6
b.
Dapat dibangun dengan kapasitas yang bervariasi.
c.
Dapat dioperasikan dengan berbagai mode pembebanan.
d.
Kontinyuitas operasinya tinggi.
e.
Usia pakai (life time) relatif lama. Namun PLTU mempunyai beberapa kelemahan yang harus
dipertimbangkan dalam memilih jenis pembangkit termal, kelemahan itu adalah : a.
Sangat tergantung pada tersedianya pasokan bahan bakar.
b.
Tidak dapat dioperasikan (start) tanpa pasokan listrik dari luar.
c.
Memerlukan tersedianya air pendingin yang sangat banyak dan kontinyu.
d.
Investasi awalnya mahal.
2.2. PLTU Batu Bara Pusat Listrik Tenaga Uap dengan bahan bakar Batu Bara merupakan jenis pembangkit tenaga listrik yang menggunakan batu bara sebagai energi primer atau bahan bakar utama untuk memanaskan air dan menghasilkan uap dimana uap yang dihasilkan sebagai media untuk memutar sudu – sudu turbin. Uap yang digunakan memutar sudu – sudu tersebut adalah uap kering. PLTU Batu Bara beroperasi pada siklus Rankine yang dimodifikasi agar mencakup proses pemanasan lanjut (Super heating), pemanasan air pengisi ketel / boiler (feed water heating), dan pemansan kembali uap keluar turbin tekanan tinggi (steam reheating). Untuk meningkatkan efisiensi panas (thermal efficiency), maka uap yang dipakai harus sesuai dengan tekanan dan temperature yang diinginkan. Karena pertimbangan – pertimbangan ini, sekarang banyak digunakan turbo generator dengan kapasitas 500 MW. Dengan pemakaian turbin – turbin uap berkapasitas 100 MW atau lebih efisiensi ditingkatkan
7
melalui pemanasan kembali (reheating) uap setelah sebagian berekspansi melalui tingkat – tingkat suhu akhir (turbin tekanan rendah). Dalam proses produksi listrik dari pada PLTU batu bara terdapat proses pembakaran batubara. Seperti halnya bahan bakar fosil lainnya, dalam proses pembakaran batubara selain dihasilkan pelepasan energy berupa panas juga dihasilkan abu dan asap. Debu dan asap ini merupakan polutan yang dihasilkan dari PLTU batubara. Berikut polutan utama yang dihasilkan oleh PLTU batubara: a.
SOx merupakan emisi gas buang yang dikenal sebagai sumber gangguan paru-paru dan dapat menyebabkan berbagai penyakit pernafasan.
b.
NOx merupakan emisi gas buang yang sekaligus dikeluarkan oleh PLTU batubara bersama dengan gas Sox, keduanya merupakan penyebab terjadinya "hujan asam" yang terjadi di banyak negara maju dan berkembang, terutama yang menggantungkan produksi listriknya dari PLTU batubara. Hujan asam dapat memberikan dampak buruk bagi industri peternakan dan pertanian.
c.
COx merupakan emisi gas buang yang dapat membentuk lapisan pada atmosfer yang dapat menyelubungi permukaan bumi sehingga dapat menimbulkan efek rumah kaca ("green-house effect"), hal ini dapat berpengaruh pada perubahan iklim global.
d.
Debu yang dihasilkan dari pembakaran batubara mengandung partiker radioaktif, salah satu diantaranya diantaranya adalah Radon dan Uranium 233. Disamping ancaman radiasi dari partikelpartikel radioaktif, debu hasil pembakaran batubara mengancam kesehatan penduduk sekitar.
e.
Disamping itu debu dari hasil pembakaran batubara juga mengandung partikel berbaya lainnya, diantaranya adalah logamlogam berat seperti Pb,Hg,Ar,Ni,Se, dll, dari hasil penelitian disekitar
8
PLTU, terbukti kadar logam berat tersebut jauh di atas nilai ambang batas yang diizinkan. Prinsip Kerja PLTU Batu Bara secara Umum PLTU menggunakan fluida kerja air uap yang bersirkulasi secara tertutup. Siklus tertutup artinya menggunakan fluida yang sama secara berulang-ulang. Urutan sirkulasinya secara singkat adalah sebagai berikut: Pertama, air diisikan ke boiler hingga mengisi penuh seluruh luas permukaan pemindah panas. Didalam boiler air ini dipanaskan dengan gas panas hasil pembakaran bahan bakar dengan udara sehingga berubah menjadi uap. Kedua, uap hasil produksi boiler dengan tekanan dan temperatur tertentu diarahkan untuk memutar turbin sehingga menghasilkan daya mekanik berupa putaran. Ketiga, generator yang dikopel langsung dengan turbin berputar menghasilkan energi listrik sebagai hasil dari perputaran medan magnet dalam kumparan. Uap bekas keluar turbin masuk ke kondensor untuk didinginkan dengan air pendingin agar berubah kembali menjadi air. Air kondensat hasil kondensasi uap kemudian digunakan lagi sebagai air pengisi boiler. Demikian siklus ini berlangsung terus menerus dan berulang-ulang. Putaran turbin digunakan untuk memutar generator yang dikopel langsung dengan turbin sehingga ketika turbin berputar dihasilkan energi listrik dari terminal output generator. Sekalipun siklus fluida kerjanya merupakan siklus tertutup, namun jumlah air dalam siklus akan mengalami pengurangan. Pengurangan air ini disebabkan oleh kebocoran kebocoran baik yang disengaja maupun yang tidak disengaja. Untuk mengganti air yang hilang, maka perlu adanya penambahan air
9
kedalam siklus. Kriteria air penambah (make up water) ini harus sama dengan air yang ada dalam siklus. 2.3. Proses Produksi Tenaga Listrik PLTU Batu Bara Siklus PLTUdapat diartikan sebagai proses perubahan antara air menjadi uap kemudian uap kembali menjadi air dan seterusnya yang mana uap yang dihasilkan digunakan untuk memutar turbin PLTU.
Gambar 2.1 Siklus PLTU (Sumber:
https://tapakpakulangit.wordpress.com/2009/11/19/siklus-pltu-pembangkit-
listrik-tenaga-uap/)
Air yang digunakan dalam siklus PLTU ini disebut
Air
Demin (Demineralized), yakni air yang mempunyai kadar conductivity (kemampuan untuk menghantarkan listrik) sebesar 0.2 us (mikro siemen). Sebagai perbandingan air mineral yang kita minum sehari-hari mempunyai kadar conductivity sekitar 100 – 200 us. Untuk mendapatkan air demin ini, setiap unit PLTU biasanya dilengkapi dengan Desalination Plant dan Demineralization Plant yang berfungsi untuk memproduksi air demin ini. 10
Secara sederhana siklus PLTU dapat dilihat ketika proses memasak air. Mula-mula air ditampung dalam tempat memasak dan kemudian diberi panas dari sumbu api yang menyala dibawahnya. Akibat pembakaran menimbulkan air terus mengalami kenaikan suhu sampai pada batas titik didihnya. Karena pembakaran terus berlanjut maka air yang dimasak melampaui titik didihnya sampai timbul uap panas. Uap ini lah yang digunakan untuk memutar turbin dan generator yang nantinya akan menghasilkan energi listrik. Secara sederhana, siklus PLTU digambarkan pada Gambar 2.1, dengan penjelasan sebagai berikut : Pertama-tama air demin ini berada disebuah tempat bernama Hotwell. Dari Hotwell, air mengalir menuju Condensate Pump untuk kemudian dipompakan menuju LP Heater (Low Pressure Heater) yang pungsinya untuk menghangatkan tahap pertama. Lokasi hotwell dan condensate pump terletak di lantai paling dasar dari pembangkit atau biasa disebut Ground Floor. Selanjutnya air mengalir masuk ke Deaerator, di dearator air akan mengalami proses pelepasan ion-ion mineral yang masih tersisa di air dan tidak diperlukan seperti Oksigen dan lainnya. Bisa pula dikatakan deaerator memiliki pungsi untuk menghilangkan buble/balon yang biasa terdapat pada permukaan air. Agar proses pelepasan ini berlangsung sempurna, suhu air harus memenuhi suhu yang disyaratkan. Oleh karena itulah selama perjalanan menuju Dearator, air mengalamai beberapa proses pemanasan oleh peralatan yang disebut LP Heater. Letak dearator berada di lantai atas (tetapi bukan yang paling atas). Dari dearator, air turun kembali ke Ground Floor. Sesampainya di Ground
Floor,
air
langsung
dipompakan
oleh
Boiler
Feed
Pump/BFP (Pompa air pengisi) menuju Boiler atau tempat “memasak” air. Bisa dibayangkan Boiler ini seperti drum, tetapi drum berukuran raksasa. Air yang dipompakan ini adalah air yang bertekanan tinggi, karena itu 11
syarat agar uap yang dihasilkan juga bertekanan tinggi. Karena itulah konstruksi PLTU membuat dearator berada di lantai atas dan BFP berada di lantai dasar. Karena dengan meluncurnya air dari ketinggian membuat air menjadi bertekanan tinggi. Sebelum masuk ke Boiler untuk “direbus”, lagi-lagi air mengalami beberapa proses pemanasan di HP Heater (High Pressure Heater). Setelah itu barulah air masuk boiler yang letaknya berada dilantai atas. Didalam Boiler inilah terjadi proses memasak air untuk menghasilkan uap. Proses ini memerlukan api yang pada umumnya menggunakan batubara sebagai bahan dasar pembakaran dengan dibantu oleh udara dari FD Fan (Force Draft Fan) dan pelumas yang berasal dari Fuel Oil tank. Bahan bakar dipompakan kedalam boiler melalui Fuel oil Pump. Bahan bakar PLTU bermacam-macam. Ada yang menggunakan minyak, minyak dan gas atau istilahnya dual firing dan batubara tergantung bahan bakar apa yang akan digunakan pada suatu PLTU. Sedangkan udara diproduksi oleh Force Draft Fan (FD Fan). FD Fan mengambil udara luar untuk membantu proses pembakaran di boiler. Dalam perjalananya menuju boiler, udara tersebut dinaikkan suhunya olehair heater (pemanas udara) agar proses pembakaran bisa terjadi di boiler. Kembali ke siklus air. Setelah terjadi pembakaran, air mulai berubah wujud menjadi uap. Namun uap hasil pembakaran ini belum layak untuk memutar turbin, karena masih berupa uap jenuh atau uap yang masih mengandung kadar air. Kadar air ini berbahaya bagi turbin, karena dengan putaran hingga 3000 rpm, setitik air sanggup untuk membuat sudu-sudu turbin menjadi terkikis. Untuk menghilangkan kadar air itu, uap jenuh tersebut di keringkan di super heater sehingga uap yang dihasilkan menjadi uap kering. Uap kering ini yang digunakan untuk memutar turbin.
12
Ketika Turbin berhasil berputar maka secara otomastis generator akan berputar, karena antara turbin dan generator berada pada satu poros. Generator listrik inilah yang menghasilkan energi listrik.Pada generator terdapat medan magnet, perputaran generator menghasilkan beda potensial pada magnet tersebut. Beda potensial inilah cikal bakal energi listrik. Energi listrik itu dikirimkan ke trafo untuk dirubah tegangannya menjadi tegangan tinggi atau tegangan ektra tinggi dan kemudian disalurkan melalui saluran transmisi PLN. Uap kering yang digunakan untuk memutar turbin akan turun kembali ke lantai dasar. Uap tersebut mengalami proses kondensasi didalam kondensor sehingga pada akhirnya berubah wujud kembali menjadi air dan masuk kedalam hotwell. Pada Gambar 2.2 adalah gambaran siklus PLTU secara lengkap :
Gambar 2.2 Siklus PLTU Lengkap (Sumber:https://tapakpakulangit.wordpress.com/2009/11/19/siklus-pltu-pembangkitlistrik-tenaga-uap/) Siklus PLTU ini adalah siklus tertutup (close cycle) yang idealnya tidak memerlukan lagi air jika memang kondisinya sudah mencukupi. Tetapi kenyataannya masih diperlukan banyak air penambah setiap hari. 13
Hal ini mengindikasikan banyak sekali kebocoran di pipa-pipa saluran air maupun uap di dalam sebuah PLTU. Untuk menjaga siklus tetap berjalan, maka untuk menutupi kekurangan air dalam siklus akibat kebocoran, hotwell selalu ditambah air sesuai kebutuhannya dari air yang berasal dari demineralized tank. 2.4. Komponen Utama dan Spesifikasi Berikut ini merupakan komponen utama dan fungsinya dalam proses produksi tenaga listrik PLTU Batu Bara serta spesifikasi alat yang digunakan dalam perancangan PLTU Bara yaitu : 2.4.1. Batu Bara Pada PLTU Batu Bara, akan menggunakan bahan bakar batu bara sebagai media pemanasan air menjadi uap, tetapi PLTU juga akan menggunakan bahan bakar minyak solar sebagai penyalaan awalnya.
Gambar 2.3 Batu Bara Jenis Subbituminious (Sumber:http://www.weha.web.id/2012/03/klasifikasi-batubara-menurut-astm.html) Spesifikasi Batu Bara yang akan digunakan yaitu sebagai berikut :
14
Jenis
: Subbituminious
Nilai Kalor
: 5000-5500 kkal/kg
Tabel 2.1 Nilai kalori dari beberapa jenis batu bara Batu Bara Menurut Sifat Kimia No
Jenis Batu Bara
Kadar Kalori
Kadar Kelembaban
1
Antrasit
7200 – 7780 kkl / kg
2
Bitumin
6100 – 7800 kkl / kg
3
Sub Bitumin
5700 – 6400 kkl / kg
15 – 30 %
4
Lignit
4500 – 4600 kkl / kg
sampai 30 %
5
Gambut
-
2.4.2. Ketel ( Boiler ) Fungsi secara umum dari boiler yaitu, sebagai tempat berlangsungnya proses perubahan air menjadi uap melalui proses pembakaran batubara. Fungsi secara khusus : a.
Memproduksi
uap
yang
sesuai
dengan
jumlah
yang
direncanakan. b.
Memanaskan lanjut uap yang dihasilkan sebelum digunakan untuk memutar turbin.
c.
Memanaskan kembali uap yang telahh digunakan oleh turbin tekanan tinggi sebelum digunakan untuk memutar sudu – sudu turbin tekanan menengah. Boiler tersusun atas tiga komponen pemanas, yaitu :
a.
Primary Superheater Primary Superheater berfungsi untuk menghilangkan kadar air
pada uap setelah terjadi penguapan yang berlangsung pada boiler dan ditampung pada Main Drum. 15
b.
Secondary Superheater Secondary Superheater berfungsi untuk memastikan bahwa uap
sudah tidak mengandung air sama sekali (Uap Kering) c.
Reheater Reheater berfungsi untuk memanaskan kembali uap yang keluar
dari Turbin Tekanan Tinggi (High Preassure Turbine) yang mempunyai suhu 331-347oC agar dapat mencapai suhu standar yaitu 538oC.
Gambar 2.4 Skema Boiler atau Ketel Sumber : http://indonesian.alibaba.com/ Contoh spesifikasi boiler dari PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Babcock & Wilcox, Canada
Tipe
: Radian Boiler, Balance Draft. Natural Circulation, Single Reheat. Top Supported with Single Drum.
Kapasitas
: 1.953.866 kg uap/jam
Tekanan uap keluar superheater
: 174 kg/cm2
Suhu uap keluar superheater
: 540o C
Tekanan uap keluar reheater
: 59 kg/cm2 design.
16
Bahan bakar utama
: Batubara
Bahan bakar untuk penyalaan awal : Minyak solar 2.4.3. Turbin Turbin uap adalah suatu penggerak awal yang mengubah energi potensial uap menjadi energi kinetik dan selanjutnya diubah menjadi energi mekanis dalam bentuk putaran poros turbin. Poros turbin dihubungkan langsung dengan mekanisme yang digerakkan, disini mekanisme tersebut berupa Generator listrik yang nantinya akan menghasilkan tenaga listrik. Turbin Uap di PLTU Batu Bara terdiri atas 3 (tiga) macam turbin, yaitu : 1.
Turbin Tekanan Tinggi ( High Pressure Turbine )
2.
Turbin Tekanan Menengah ( Intermediate Pressure turbine )
3.
Turbin Tekanan Rendah ( Low Preassure Turbine ) Turbin uap berkapasitas besar memiliki lebih besar dari satu
silinder casing. Hal ini dapat di lihat dari macam Cylinder Casing pada turbin, yaitu : Cross Compund Dimana HP (High Pressure) dan LP (Low Pressure) turbinnya terpisah dan masing – masing dikopel dengan satu generator. Tandem Compound Dimana HP dan IP (Intermediate Pressure) turbinnya terpisah dengan LP turbin, tetapi masih dalam satu poros. Turbin yang dipergunakan dalam PLTU Batu Bara ini adalah tipe Tendem Compound Quadruple Exhaust Condensing Reheat Turbine dengan kapasitas 400 MW dan kapasitas 600 MW, yang artinya sisi keluar uap atau exhaust steamnya mempunyai 4 haluan yang dilengkapi dengan kondensor dan reheat.
17
Bagian – bagian dari Turbin Uap : 1.
Casing (Rumah Turbin) Berfungsi untuk melindungi proses Ekspansi uap dalam turbin agar tidak terjadi kebocoran dari dalam dan ke udara luar.
2.
Sudu Tetap (Stator) Stator merupakan serangkaian tingkat sudu tetap yang berfungsi sebagai nozzle yang mengubah energi panas uap menjadi energi kinetic uap.
3.
Sudu Jalan / Gerak (Rotor) Rotor adalah serangkaian tingkat sudu – sudu bergerak yang berfungsi untuk mentransfer energi kinetik uap yang telah di ekspansikan oleh nozzle (sudu tetap) menjadi energi putar poros atau torsi.
4.
Bantalan (Bearing) Bantalan merupakan landasan tempat berputarnya rotor turbin dan didesain sedemikian rupa sehingga tercipta gesekan yang minimal antara permukaan bantalan dengan poros turbin. Bantalan juga digunakan untuk menahan gaya radial yang ditimbulkan oleh rotor turbin.
Gambar 2.5 Turbin Sumber : https://rusliharahap.wordpress.com/ 18
5.
Poros (Shaft) Poros merupakan bagian dari turbin yang menjadikan rotor – rotor berbagai tingkat menjadi satu kesatuan poros yang mentransmisikan torsi rotor turbin untuk memutar bagian rotor generator listrik.
Contoh spesifikasi turbin PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Mitsubishi Heavy Industries, Japan
Tipe
: Tandem
Compound
Quadruple
Exhaust Condensing Reheat. Kapasitas
: 600 MW
Tekanan uap masuk
: 169 kg/cm2
Temperatur uap masuk
: 538o C
Tekanan uap keluar
: 68 mmHg. Abs
Kecepatan putaran
: 3000 rpm
Jumlah tingkat
: 3 tingkat
Turbin tekanan tinggi
: 10 sudu
Turbin tekanan menengah : 7 sudu Turbin tekanan rendah 1
: 2 x 7 sudu
Turbin tekanan rendah
: 2 x 7 sudu
2.4.4. Generator Sinkron Generator adalah suatu alat yang bertugas mengubah energi mekanik yang berupa gerak memutar dari poros turbin yang terhubung ke poros generator, menjadi energi lisrik. Generator yang dipakai merupakan generator sinkron 3 phase yang terdiri atas 3 kumparan stator (kumparan jangkar) yang dipasang pada sudut 120 derajat satu sama lain. Sedangkan pada rotor terdiri dari satu pasang kumparan medan (kutub magnet). Pada saat generator bergerak satu putaran penuh, maka akan dihasilkan 3 buah gelombang tegangan sinusoidal yaitu gelombang R,S,T. 19
Gambar 2.6 Generator Sinkrun Sumber : PLTU Suralaya, Banten Unit 1-4, 2013 Contoh spesifikasi Generator PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Mitsubishi Electric Corporation, Japan
Kecepatan putaran
: 3000 rpm
Jumlah fasa
:3
Frekwensi
: 50 Hz
Tegangan
: 23 kV
KVA keluaran
: 767 MVA
kW
: 651.950 kW
Arus
: 19.253 A
Factor daya
: 0,85
Rasio hubung singkat
: 0,58 pada 706 MVA
Media pendingin
: Gas Hidrogen
Tekanan gas H2
: 5 kg/cm2
Volume gas
: 125 m3
Tegangan penguat medan : 590 V Kumparan
20
:Y
2.4.5. Sistem Eksitasi Sistem eksitasi adalah sistem pasokan listrik DC sebagai penguatan pada generator listrik atau sebagai pembangkit medan magnet, sehingga suatu generator dapat menghasilkan energi listrik dengan besar tegangan keluaran generator bergantung pada besarnya arus eksitasinya. Sistem ini merupakan sistem yang vital pada proses pembangkitan listrik dan pada perkembangannya.
Gambar 2.7 Sistem Eksitasi Sumber : http://www.brushlessacgenerator.com/ Contoh Spesifikasi Brushless Exciter PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Mitsubishi Electric Corporation, Japan
Tipe
: Totally enclosed
kW keluaran
: 3300 kW
Tegangan
: 590 V
Arus
: 5593 A
Kecepatan putaran
: 3000 rpm
21
2.4.6. Pulverizer / Mill (Penggiling Batubara) Pulverizer / Mill merupakan alat yang berfungsi untuk menghaluskan batubara agar mencapai ukuran tertentu, sehingga dapat digunakan dalam proses pembakaran. Kerja dari mill harus mempertimbangkan hal – hal sebagai berikut :
Kehalusan yang diinginkan sehingga pembakaran batubara maksimal. Grinfability / kekerasan batubara yang digunakan sebagi bahan bakar. Cara penghembusan serbuk batubara yang telah halus, batubara harus dikeringkan dengan hembusan udara hangat.
Contoh spesifikasi pulverizer PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Babcock & Wilcox, Canada
Tipe
: MPS-89N
Kapasitas
: 67.495 kg/jam, kelembaban batubara 28,3%
Kelembutan penggilingan : 200 Mesh Kecepatan putaran
: 23,5 rpm
Motor penggerak
: 522 kW/3,3 kV/158 A/ 50 Hz
Gambar 2.8 Pulverizer / Mill Sumber : http://limestonecrushers.blogger.hu/ 22
2.4.7. Pompa Pengisi Ketel (Boiler Feedwater Pump) Boiler Feedwater Pump mempunyai fungsi untuk memompa air pengisi boiler setelah sebelumnya mengalami proses pemanasan awal pada Low Pressure Heater dan telah menjalani proses deaerasi yaitu proses pemanasan dan pembuangan oksigen serta gas – gas lainnya yang tidak dapat terkondensasi. BFP ini akan memompa air ke High Pressure Heater untuk menjalani proses pemanasan awal lanjut sebelum masuk ke boiler. Contoh spesifikasi Boiler Feedwater Pump PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Mitsubishi Heavy Industries, Japan.
Tipe
: Horizontal, Centrifugal Doble Cage, Four Stage
Kapasitas
: 1.410 m3/jam
Head Total
: 2.670 m
Tekanan
: 14,2 kg/m2
Motor penggerak Turbin BFP
: 5.720 rpm
Motor Listrik
: 5.960 kW/10 kV/50 Hz/3 fasa/1.480 rpm
Gambar 2.9 Pompa Pengisi Ketel (Boiler Feedwater Pump) Sumber : http://artikel-teknologi.com/ 23
2.4.8. Pompa Air Pendingin Pompa air pendingin ini digunakan sebagai condenser untuk mendinginkan uap panas dari turbin. Contoh spesifikasi pompa air pendingin PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Babcock & Wilcox, Canada
Tipe
:-
Kapasitas
: 180 m3/jam
Discharge head
: 45,2 m
Tekanan
: 2,0 kg/cm2
Motor penggerak
: 1.300 kW/10,5 kV/50 Hz/3 fasa
Gambar 2.10 Pompa Air Pendingin Sumber : http://ridomanik.blogspot.com/ 2.4.9. Transformer Generator Transformator adalah suatu alat listrik yang dapat memindahkan dan mengubah energi listrik dari satu rangkaian listrik ke rangkaian listrik lainnya melalui suatu gandengan magnet berdasarkan prinsip 24
induksi elektromagnetik. Kerja transformator yang berdasarkan induksi elektromagnet menghendaki adanya gandengan magnet antara rangkaian primer dan sekunder. Gandengan ini berupa inti besi tempat untuk melakukkan fluks magnet bersama.transformator tenaga adalah suatu peralatan listrik yang berfungsi menyalurkan daya atau energi listrik dari tegangan rendah ke tegangan tinggi atau sebaliknya. Transformator memiliki bagian – bagian yang terdiri dari : 1.
Inti besi untuk menampung fluks yang ditimbulkan arus listrik dari belitan kumparan transformator.
2.
Kumparan yang terdiri dari lilitan kawat berisolasi.
3.
Bushing adalah konduktor yang diselubungi isolator, berfungsi sebagai penyekat antara konduktor dengan tangki transformator.
4.
Tangki untuk menampung minyak dan konservator merupakan sebuah
tabung
penampng
pemuaian
volume
minyak
transformator. 5.
Minyak transformator sebagai media pendingin dan isolator.
Gambar 2.11 Transformator Generator Sumber : http://german.alibaba.com/product-free/generator-transformer-110557555.html
25
Contoh spesifikasi Transformator PLTU Batu Bara sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Mitsubishi Electric Corporation, Japan
Tipe
: Oil Immersed Two Winding Out door
Daya semu
: 411.000/548.000/685.000 kVA
Tegangan primer
: 23 kV
Arus primer
: 17.195 A
Tegangan skunder
: 500 kV
Arus skunder
: 791 A
Frekwensi
: 50 Hz
Jumlah fasa
:3
Uji tegangan tinggi
: 1550 kV
Uji tegangan rendah
: 125 kV
Uji tegangan netral
: 125 kV
Prosentasi impedansi
: 11,9 % pada 685 MVA
2.4.10. Penangkap Abu (Electrostatic Precipitator) Electrostatic Precipitator yaitu alat penangkap abu hasil sisa pembakaran dengan efisiensi 99,5% sehingga asap yang dibuang melalui cerobong
asap
sudah
tidak
mengandung
abu
sehingga
tidak
menyebabkan pencemaran lingkungan. Pada alat ini elektron dilepaskan ke batangan berbentuk saringan sehingga partikel halus yang lewat ditarik ke saringan tersebut dan kemudian dapat dikumpulkan secara proses mekanik. Serbuk abu batubara memiliki beberapa macam penggunaan, dari proyek pembuatan jalan sampai dengan bahan semen untuk pembuatan bahan beton.
26
Gambar 2.12 Penangkap Abu (Electrostatic Precipitator) Sumber : http://www.tjbservices.com/
Contoh spesifikasi Electrostatic Precipator PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Pabrik pembuat
: Lodge Cotrell, USA
Jumlah aliran gas
: 1.347.823 Nm3/jam
Temperatur gas
: 195oC
Kecepatan aliran gas
: 1,47 m/detik
Tipe elektroda
: Square Twisted Element
Tegangan elektroda
: 65 kV DC
Arus elektroda
: 1400 mA
Efisiensi
: 99,5 %
Jumlah abu hasil penangkapan
: 25 ton/jam
2.4.11. Cerobong (Stack) Cerobong asap di PLTU Batu Bara dibuat sangat tinggi yaitu 200 meter sampai 275 meter, hal ini dimaksudkan agar asap yang dibuang dapat langsung terbawa angin sehingga kandungan debu dan gas sisa pembakaran sampai groud level masih di bawah ambang batas.
27
Gambar 2.13 Cerobong atau Stack Sumber : PLTU Suralaya, Banten 2010
Contoh spesifikasi Stack atau Cerobong Asap PLTU Batu Bara adalah sebagai berikut : Jumlah
: 1 buah (1 Unit)
Tinggi
: 275 m
Diameter luar bagian bawah
: 25 m
Diameter luar bagian atas
: 14 m
Diameter pipa saluran gas buang : 6,5 m Suhu gas masuk cerobong
: ± 140oC
Kecepatan aliran gas
: ± 2 m/detik
Material cerobong
: Beton dan di bagian dalamnya terdapat
2
pipa
berdiameter 6,5 m
28
saluran
gas
2.5. Persamaan untuk Perhitungan Daya dan Kebutuhan Bahan Bakar Efisiensi Generator : G =
PinG PoutG
× 100%
(2.1)
PinG = PoutT dimana : G
: efisiensi generator
PinG
: daya input dari generator
PoutG
: daya output dari generator
PoutT
: daya output dari turbin
Efisiensi Turbin : T =
PinT PoutT
× 100%
(2.2)
dimana : t
:efisiensi turbin
PinT
: daya input dari turbin
Jumlah uap yang dibutuhkan untuk memutar turbin : Jumlah uap =
PinT Kerja Turbin
(2.3)
Kerja Turbin = H3 – H4
(2.4)
H4 = H1 + X4 (H5 – H1)
(2.5)
X4 =
𝑆3 − 𝑆1 𝑆5 − 𝑆1
(2.6)
dimana : PinT
: daya input dari turbin (kJ/ s)
H1
: tekanan masuk boiler (kJ/ kg)
H3
: tekanan masuk turbin (kJ/ kg)
H4
: tekanan keluar turbin (kJ/ kg)
H5
: tekanan keluar kondenser (kJ/ kg) 29
S1
: entropi masuk boiler (kJ/ kg)
S3
: entropi masuk turbin (kJ/ kg)
S5
: entropi keluar kondenser (kJ/ kg)
Entropi energi per satuan suhu Tekanan masuk turbin : PTin = (PTin turbin + PTruangan)
(2.7)
dimana : PTin turbin = Tekanan pada alat ukur (kPa) PTruangan = Tekanan ruangan (kPa) Jumlah kalor yang dibutuhkan untuk menaikkan temperatur air (pada Boiler) QBB =
m (H3 − H1 ) B
(2.8)
dimana : QBB
: jumlah kebutuhan kalor (kJ/ jam)
m
: Laju aliran uap stream (kg/ s)
H1
: tekanan masuk boiler (kJ/ kg)
H3
: tekanan masuk turbin (kJ/ kg)
B
: efisiensi boiler (%)
Nilai kalor tertinggi pada batu bara yang digunakan : HHV = 8080C + 34500 (H – O/8) + 2220S
(2.9)
dimana : C
: Karbon pada batu bara (%)
H
: Hidrogen pada batu bara (%)
O
: oksigen pada batu bara (%)
S
: Sulfur pada batu bara (%)
Kebutuhan udara teoritis pembakaran : Vog = 11,5 . C – 34,5 (H – O/8) + 4,32 . S dimana : 30
(2.10)
Vog
: kebutuhan udara teoritis pembakaran
C
: Carbon (%)
H
: Hidrogen (%)
O
: Oksigen (%)
S
: Sulfur (%)
A
: debu (%)
Kebutuhan udara lebih : m = 21 / (21 – O)
(2.11)
dimana : m
: kebutuhan udara lebih
O
: Oksigen (%)
Kebutuhan udara untuk pembakaran aktual : Ug = m . Vog
(2.12)
dimana : Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
m
: kebutuhan udara lebih
Vog
: kebutuhan udara teoritis pembakaran
Laju aliran udara yang dibutuhkan untuk membakar batu bara : mudara = Ug . BB
(2.13)
dimana : mudara
: laju aliran udara
Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
BB
: konsumsi batu bara per jam
Debit aliran udara : Q = mudara / udara
(2.14)
dimana : Q
: debit aliran udara
mudara
: laju aliran udara
udara
: massa jenis udara
Berat gas asap yang dihasilkan dari pembakaran : 31
Gg = Ug + (1 – A)
(2.15)
dimana : Gg
: berat gas asap
Ug
: kebutuhan udara untuk pembakaran aktual
A
: debu (%)
Laju aliran gas asap yang terbentuk dari pembakaran batu bara : mgas = Gg . BB
(2.16)
dimana : mgas
: laju aliran gas asap
Gg
: berat gas asap
BB
: konsumsi batu bara per jam
Debit aliran gas buang : Q = mgas / gas
(2.17)
dimana : Q
: debit aliran gas buang
mgas
: laju aliran gas asap
gas
: massa jenis gas
Energi hasil pembakaran batu bara : Pout Pembakaran = Nilai kalor × BB
(2.18)
dimana : BB
:efisiensi pembakaran batu bara
Jumlah batu bara yang dibutuhkan dalam proses pembakaran : Qbatubara =
QB Pout Pembakaran
(2.19)
dimana : Qbatubara : jumlah batu bara yang dibutuhkan dalam proses pembakaran QBB
: jumlah kalor (kJ/ jam)
Electrostatic Precipitator (EP) atau Penangkap Debu Medan electric maximum yang dihasilkan : 32
Emax = 630.000[
𝑇𝑟𝑒𝑓 𝑇
.
𝑃 𝑃𝑟𝑒𝑓
(2.20)
]
dimana : Emax
: medan electric maximum
Tref
: suhu gas referensi
T
: suhu gas
Pref
: tekanan gas referensi
P
: tekanan gas
Tegangan operasi EP : V = W . Emax
(2.21)
dimana : V
: tegangan operasi
W
: jarak antar wire dan plat
Emax
: medan electric maximum
Luasan elektroda : A =
−𝑄𝑢 𝑉𝑑
ln (1 - EP)
(2.22)
dimana : A
: luasan elektroda
Qu
: debit aliran udara
EP
: efisiensi Electrostatic Precipitator (EP)
Stack atau Cerobong Tinggi kepulan asap (gas buang) : H =
𝑉𝑠 . 𝑑 𝑈
[1,5 (2,68 𝑥 10−2 (𝑃) (
𝑇𝑠 − 𝑇𝑎 𝑇𝑠
) 𝑑)]
(2.23)
dimana : H
: tinggi kepulan asap (gas buang)
VS
: kecepatan aliran gas
d
: diameter pipa
U
: kecepatan angin
P
: tekanan atmosfer
TS
: suhu stack atau cerobong 33
Ta
: suhu atmosfer
Tinggi efektif cerobong : h = hparameter + H
(2.24)
dimana : h
: tinggi efektif cerobong
hparameter : tinggi parameter cerobong Pompa Kerja spesifik pompa masuk adalah sebagai berikut: Wpump, in = V1 (P2 - P1)
(2.25)
dimana : Wpump, in : Kerja spesifik pompa masuk (kj/ kg) V1
: Volume cairan (m3/kg)
P1
: Tekanan masuk boiler (kPa)
P2
: Tekanan keluar boiler (kPa)
Kondensor Panas yang terbuang oleh kondensor : Qout = h5 – h4
(2.26)
dimana : h4
: Entalpi uap yang masuk ke kondensor (kJ/kg)
h5
: Entalpi
air yang keluar dari kondensor (kJ/kg)
2.6. Persamaan untuk Perhitungan Biaya Pembangkitan Biaya modal (Capital Cost) Perhitungan CRF 𝐶𝑅𝐹 =
𝑖(1+𝑖)𝑛
(2.27)
(1+𝑖)𝑛−1
dimana : CRF
= Capital Cost Recovery Factory
i
= Nilai tingkat suku bunga
n
= Umur pembangkit
34
Biaya pembangunan (BP) 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑃𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑢𝑛𝑎𝑛 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠
(2.28)
dimana : Biaya Pembangunan (BP)
= dalam satuan (US $ /Kw)
Biaya Infestasi Pembangkit
= dalam satuan (US $)
Kapasitas Pembangkit
= dalam satuan (Kw)
Perhitungan Jumlah Pembangkitan Energi Netto (Cn) 𝐶𝑛 = 𝑃 × 𝑍 × 8760
(2.29)
dimana : Cn
= jumlah pembangkitan energi netto ( GWh / Tahun)
P
= kapasitas daya pembangkit (Watt)
Z
= faktor kapasitas pembangkit
Biaya modal atau Capital Cost (CC) 𝐶𝐶 =
𝐵𝑃 ×𝑃 ×𝐶𝑅𝐹
(2.30)
𝐶𝑛
dimana : CC
= capital cost ( US$ / Kwh)
BP
= biaya pembangunan (US $ / Kw)
P
= kapasitas daya pembangkit (W)
CRF
= capital cost recovery
Biaya Bahan Bakar 𝐹𝐶 = 1
𝐻𝐵𝐴
(2.31)
⁄𝑘𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑠𝑖
dimana : FC
= biaya bahan bakar (US$ / Kwh)
HBA
= harga bahan bakar acuan (US$/Kg)
Konsumsi
= konsumsi batubara per kWh (kg/kWh)
35
Biaya Operasi dan Perawatan 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 =
4% 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝐶𝑛
(2.32)
dimana : O&M cost
= biaya operasi dan perawatan (US$/kWh)
Biaya Pembangkitan Total 𝑇𝐶 = 𝐶𝐶 + 𝐹𝐶 + 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡
(2.33)
dimana : TC
= biaya pembangkitan total (US$ / kWh)
CC
= capital cost ( US$ / Kwh)
FC
= biaya bahan bakar (US$ / Kwh)
O & M cost
= Biaya Operasi dan Perawatan (US$/kWh)
2.7. Pendapatan Per Tahun dan Payback Period Keuntungan Penjualan 𝐾𝑃 = 𝐵𝑃𝑃 − 𝑇𝐶
(2.34)
dimana : KP
= keuntungan penjualan (Cent US$ / kWh)
BPP
= harga pembelian tertinggi (US$ / kWh)
TC
= biaya pembangkitan total (US$ / kWh)
Keuntungan Per Tahun 𝐶𝐼𝐹 = 𝐾𝑃 × 𝐶𝑛
(2.35)
dimana : CIF
= Keuntungan per tahun (US$)
Payback Period 𝑃𝑃 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝐶𝐼𝐹
dimana : PP 36
= Payback Period (tahun)
(2.36)
Return of Investment 𝑅𝑂𝐼𝑛 =
∑𝑛 𝑡 𝑙𝑎𝑏𝑎𝑡 −𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
(2.37)
𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
dimana : ROIn
= Return of Investment
Laban
= Keuntungan per tahun = CIF (US$)
Benefit Cost Ratio (BCR) 𝑙𝑎𝑏𝑎𝑛
𝐵𝐶𝑅𝑛 =
(2.38)
𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
dimana : BCRn 2.8
= Benefit Cost Ratio Contoh Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar
2.8.1 Batu Bara Perhitungan kebutuhan bahan bakar pada PLTU batu bara dengan menggunakan subbitummin, (komposisi batu bara; Carbon 59,0 %, Hydrogen3,8 %, Sulphur1,6 %, Oxygen 7,4 %, Nitrogen1,2 %, Ash16,0 %, Moisture11,0 %) 581590, 817 kg/ jam. Efisiensi pembakaran 94%[7]. Daya hasil pembakaran batu bara : Nilai kalor pada 1 kg batu bara = 5500 kkal/ kg = 23027,96 kJ/ kg Pout pembakaran
= nilai kalor pada 1 kg batu bara x ηpembakaran
= 23027,96 kj/ kg x 0,94 = 21646,28 kJ/ kg 2.8.2 Boiler Dari hasil daya pembakaran batu bara, maka akan dihasilkan jumlah panas : 𝑄𝑏𝑎ℎ𝑎𝑛 𝑏𝑎𝑘𝑎𝑟 = 𝑄𝑓 × 𝑃𝑜𝑢𝑡 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑘𝑎𝑟𝑎𝑛 = 433.099,54 kg/ jam x 21.646,28 kj/ kg = 9.374.995.049 kj/ jam 37
Maka jumlah panas yang diberikan adalah 9.374.995.049 kj/ jam untuk menaikkan temperatur 280 C menjadi uap 5400C dengan efiesiensi boiler 84% maka laju uap steam yang dihasilkan dari boiler : ηBoiler =
m × (h3 − h1 ) Q Bahan Bakar
m =
0,84 × 9.374.995.049 kj/ jam ( 3388,344 − 2431, 692 ) kJ/kg
m = 752,925 kg/ s Nilai kalor tertinggi pada batu bara yang digunakan : HHV
= 8080C + 34500 (H – O/8) + 2220S = 8080 x 0,59 + 34500 x (0,038 – (0,074/8)) + 2220 x 0,16 = 6114,275 kJ/ kg
Kemudian kebutuhan udara yang dibutuhkan untuk pembakaran tiap kg batu bara adalah O 𝑈𝑜𝑔 = 11,5C − 34,5 (H − ) + 4,32S 8 = 11,5 x 0,59 – 34,5 x (0,038 – (0,074/8)) + 4,32 x 0,16 = 5,862 kgudara/ kgBB Sedangkan kebutuhan udara lebih (excess air) M
= 21/(21 - O2) = 21/ (21 – 7 ) = 1,5
Jadi kebutuhan udara untuk pembakaran aktual : Ug
= m. Uog = 1,5. 5,862 kgudara/ kgBB = 8,793 kgudara/ kgBB
38
Lalu laju aliran udara yang dibutuhkan untuk membakar 433.099,54kg/ jam : mudara
= Ug . BB = 8,793 kgudara/ kgBB . 433.099,54 kg/ jam = 3.808.244,295 kgudara/ jam
Debit aliran udara dalam m3/jam : Q
= mudara / ρudara = 3.808.244,295 kgudara/ jam / 1,29 = 2.952.127,361 m3udara/ jam
Berat gas asap yang dihasilkan dari pembakaran : Gg
= Ug + (1-A) = 8,793 kgudara/ kgBB + ( 1 - 0,16) = 9,633 kgGas/ kgBB
Laju aliran gas asp yang terbentuk dari pembakaran 433.099,54kg/ jam batu bara : mgas
= Gg . BB = 9,633 kgGas/ kgBB . 433.099,54kg/ jam = 4.172.047,869 kgGas/ jam
Debit aliran gas buang dalam m3/ jam : Q
= mgas/ρgas = 4.172.047,869 kgGas/ jam / 1,286 = 3.244.205,186 m3gas/ jam
2.8.3 Turbin Dari hasil pembakaran batu bara pada boiler maka diperoleh tekanan uap yang yang masuk ke turbin 169 kg/cm 2, Temperatur uap 39
masuk 538o C dan Tekanan uap keluar 68 kg/cm2. Dari data yang diketahui tekanan masuk turbin adalah sebesar (Pin) = 169 kg/ cm², ditambah dengan 1 atm. Tekanan 1 kg/ cm2
= 98,07 kPa
Tekanan masuk turbin rata-rata
= 169 kg/ cm²
= 169 x 98,07 kPa = 16.573,83 kPa Tekanan ruangan 1 atm = 101,325 kPa Daya masuk (Pin )
= (Tekanan pada alat ukur + Tekanan ruangan) kPa = ( 16.573,83 + 101,325 ) kPa = 16.675,155 kPa (abs)
Jadi nilai tekanan masuk turbin yang diperoleh adalah sebesar 16.675,155 kPa. Sedangkan untuk tekanan keluar turbin adalah sebesar (P out) = 68 kg/ cm², maka: Tekanan 1 kg/ cm2
= 98,07 kPa
Tekanan keluar turbin rata-rata = 68 kg/ cm² = 68 x 98,07 kPa = 6.668,76 kPa Tekanan ruangan 1 atm
= 101,325 kPa
Daya keluar ( Pout )
= (Tekanan pada alat ukur + Tekanan ruangan) kPa = (6.668,76 + 101,325) kPa = 6.770,085 kPa (abs)
Jadi nilai tekanan keluar turbin yang diperoleh adalah sebesar 6.770,085 kPa. Setelah mendapatkan tekanan masuk dan tekanan keluar turbin, maka selanjutnya mencari entalpi masuk turbin dan keluar turbin. Untuk mendapatkan nilai efisiensi turbin memerlukan beberapa tahap yaitu dari tekanan masuk boiler yaitu penjumlahan antara tekanan ruangan 1 atm
40
dengan tekanan dearator 0,7 kg/cm2G maka dapat dicari entalpi fluida masuk boiler (h1) sebagai berikut: Tekanan 1 kg/ cm2
= 98,07 kPa
Tekanan masuk boiler
= 0,7 kg/ cm² = 0,7 x 98,07 kPa = 68, 649kPa
Tekanan ruangan 1 atm = 101,325 kPa Daya keluar ( Pout )
= (Tekanan pada alat ukur + Tekanan ruangan) kPa = ( 68,649 + 101,325 ) kPa = 169,974 kPa (abs)
Jadi nilai tekanan keluar turbin yang diperoleh adalah sebesar 169,974 kPa. Dari data tekanan masuk boiler maka dapat ditentukan entalpi masuk boiler dengan melihat Tabel 2.3, kemudian hasil tersebut dilakukan interpolasi. Dari data Tabel 2.3 diperoleh : Tabel 2.2 Interpolasi 𝑋 − 467,13 169,974 − 150 = 487,01 − 467,13 175 − 150
𝑋 − 0,001053 169,974 − 150 = 0,001057 − 0,001053 175 − 150
𝑋 − 467,13 19,974 = 19,88 25
𝑋 − 0,001053 = 0,79896 0,000004
𝑋 − 467,13 = 0,79896 19,88
𝑥 − 0,001053 = 3,16 × 10−6 vf / X = 0,00105616 kJ/ kg
𝑥 − 467,13 = 15,28 𝑥 = 15,28 + 467,13 hf / X = 483, 01 kJ/ kg
𝑋 − 1,4337 169,974 − 150 = 1,4850 − 1,4337 175 − 150 𝑥 − 1,4337 = 0,040527 sf / X = 1,4742 kJ/ kg
41
Tabel 2. 3 Output tekanan turbin P
hf
Vf
Sf
150
467, 13
0,001053
1,4337
169, 974
X
X
X
175
487,01
0,001057
1,4850
Maka diperoleh : H1
= 483,01 kJ/kg
V1
= 0,00105616 kJ/kg
S
= 1,4742 kJ/kg
Selanjutnya dari entalpi fluida masuk boiler maka dapat dicari entalpi fluida keluar boiler (h2) yaitu : Tahap 2
P2 = 16.675,155 kPa S2 = S1
Kerja spesifik pompa masuk adalah sebagai berikut: Wpump, in = V1 (P2-P1) = 0,00105616 m³/ kg x (16.675,155 – 169,974) kpa = 17,4321 kJ/ kg h2
= h1 + Wpump, in = 483, 01 kJ/kg + 17,4321 kJ/ kg = 500,4421 kJ/ kg
Selanjutnya pada tahap tiga dari temperature uapturbin dapat dicari (h 3) dan (s3) sebagai berikut: Tahap 3 T3 = 538 °C (Tabel 2.3) Interpolasi, h3 = 3388,344 kJ / kg S3 = 6,382392 kJ / kg K Selanjutnya pada tahap tiga dari spesifikasi pompa dapat dicari (h 5) dan (s5) sebagai berikut: Tekanan 1 kg/ cm2 42
= 98,07 kPa
Tekanan keluar pompa = 2 kg/ cm² = 2 x 98,07 kPa = 196,14 kPa Tekanan ruangan 1 atm = 101,325 kPa Daya keluar ( Pout )
= (Tekanan pada alat ukur + Tekanan ruangan) kPa = (196,14 + 101,325) kPa = 297,465 kPa (abs)
Jadi nilai tekanan keluar turbin yang diperoleh adalah sebesar 297,465 kPa. Dari tekanan keluar pompa maka untuk mecari entalpi dapat melihat Tabel 2.2, diperoleh data : h5 = 560,155 kJ/ kg S5 = 1,66408 kJ/ kg K Selanjutnya pada tahap selanjutnya untuk mencari h4 dapat dicari sebagai berikut : 𝑆1 = 1,4742 kJ/kg
ℎ1 = 3388,344 kJ/kg
𝑆3 = 6,382392 kJ/kg
ℎ3 = 3388,344 kJ/kg
𝑆5 = 1,6695 kJ/kg
ℎ5 = 3388,344 kJ/kg
𝑠4 = 𝑠3 = 6,2120 kJ/kg0K X4a′ = X4a =
S3 −S1 S5 −S1
6,382392−1,4742 1,6685−1,4742
= 25,26
ℎ4 = ℎ1 + 𝑥4𝑎 (ℎ5 − ℎ1 ) = 483,01 kJ/kg + 25, 26 ( 560,155 kJ/kg – 483,01 kJ/kg) = 2431, 692 kJ/kg Laju uap steam (m) yang dihasilkan = 752,925 kg/ s Selanjutnya daya input turbin uap adalah Wt
= m (h3 - h4) = 752,925 kg/s x (3388,344 - 2431,692) kJ/kg = 720287,2071 kJ/s 43
Efisiensi turbin yang digunakan 85%, sehingga dengan output turbin uap: 𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 =
𝑃𝑜𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝑃𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
Poutput turbin
= 𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 × 𝑃𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 = 0,85 x 720287,2071 kJ/s = 612244,126 kJ/s
2.8.4 Output Generator Sehingga output generator adalah 𝜂𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 = Poutput generator
𝑃𝑜𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟
= 𝜂𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 × 𝑃𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 = 0,98 x 612244,126 kJ/s = 599999,2435 kJ/s = 599,9992435 MW ≈ 600 MW
Sehingga daya output generator adalah 600 MW Dari perhitungan PLTU yang memiliki kapasitas 600MW dengan faktor kapasitas 0,85 menggunaan bahan bakar batu bara sedang (Subbituminious) dengan nilai kalori 5500 kkal/kg, maka dari perhitungan diatas didapat hasil konsumsi batu bara, seperti pada Tabel 2.4 berikut: Tabel 2.4 Konsumsi Batu Bara Kapasitas
Konsumsi / jam
Konsumsi / jam
Konsumsi / jam
(MW)
(ton / jam)
(ton / hari)
(ton / tahun)
600
433,099
10.827,475
3.952.028,375
Energi listrik per tahun dari PLTU Energi listrik
= Kapasitas x Jam operasi x faktor kapasitas = 600 MW x 8760 jam/tahun x 0,85 = 4.467.600.000 kWh/tahun
44
Kebutuhan batu bara untuk produksi 1 kWh Kebutuhan batu bara untuk produksi 1 kWh = Konsumsi energi / Energi Listrik =
3.952.028.375kg/ tahun 4.467.600.000 kWh/ tahun
= 0,8846 kg/ kWh Jika dioperasikan 25 tahun, maka : Jumlah batu bara yang dibutuhkan selama operasi = konsumsi per tahun x 25 tahun = 3.952.028.375 kg/ tahun x 25 tahun = 98.800.709.380 kg Karena batu bara yang digunakan dipasok dari indonesia, maka jika dibandingkan dengan cadangan batu bara yang dimiliki (data tahun 2015), maka : Pemakaian batu bara untuk PLTU = (konsumsi per tahun x 25 tahun) / (cadangan batu bara) x 100 % = (98.800.709.380 kg / 30.940.000.000.000) x 100% = 0,00319 % Kondensor Panas yang terbuang oleh kondensor : Qout
= h5 – h4 = (2431, 692 - 560,155) kJ/kg = 1871,537 kJ/kg
Pompa Kerja spesifik pompa masuk adalah sebagai berikut: Wpump, in = V1 (P2-P1) = 0,00105616 m³/ kg x (16.675,155 – 169,974) kpa = 17,4321 kJ/ kg
45
Electrostatic Precipitator (ESP) Dengan kecepatan aliran udara yang keluar dari hasil pembakaran 1,5 m/s dengan suhu 197oC, efisiensi 0,995, jarak antara wire dan plat 0,15 m, dan tekanan gas masuk electrostatic precipitator 110 kPa, debit aliran gas buang 3.244.205,186 m3gas/jam = 901,17 m3gas/s . Medan listrik maximum yang dihasilkan : Emax
= 630.000[ = 630.000[
𝑇𝑟𝑒𝑓
.
𝑇
273 470
.
𝑃 𝑃𝑟𝑒𝑓 110
101,3
]
]
= 435.731,52 ≈ 436.000 V/m Tegangan operasi ESP : V
= W . Emax = 0,15 x 436.000 V/m = 65.400 Volt
Luasan elektroda : A
=
−𝑄𝑢
=
−901,17
𝑉𝑑 1,5
ln (1 - EP) ln (1 – 0,995)
= 3183,12 m 2.9 Biaya Pembangkitan Biaya modal (Capital Cost) Perhitungan modal tergantung pada besarnya tingkat suku bunga dan umur ekonomis. Nilai tingkat suku bunga (i) yang digunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar per tahun. (n). Perhitungan CRF Nilai tersebut kemudian akan digunakan menghitung CRF (Capital Recovery Factor) dengan memperhitungkan umur pembangkit Suku bunga yang digunakan sebesar 7,5% berdasarkan BI rate per 14 April 2015[8], sehingga CRF adalah: 46
𝐶𝑅𝐹 =
𝑖(1 + 𝑖)𝑛 0,075(1 + 0,075)25 = = 0,08971 (1 + 𝑖)𝑛 − 1 (1 + 0,075)25 − 1
Biaya Pembangunan Biaya pembangunan merupakan biaya investasi pembangkit (US$) dengan kapasitas (kW). Jika biaya investasi pembangkit sebesar 750 juta US$[9] dan kapasitas pembangkit 600 MW = 600.000 kW, sehingga biaya pembangunan adalah: 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑃𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑢𝑛𝑎𝑛 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 = 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 600.000
= 1.250 𝑈𝑆$/𝑘𝑊 Perhitungan Jumlah Pembangkitan Energi Netto (Cn) 𝐶𝑛 = 𝑃 × 𝑍 × 8760 = 600.000.000 × 0,85 × 8760 = 4,4676 × 1012 𝑊ℎ⁄𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 4467,6
𝐺𝑊ℎ 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
Dengan demikian biaya modal atau Capital Cost (CC) dapat dihitung: 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑃𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑢𝑛𝑎𝑛 × 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖𝑡 × 𝐶𝑅𝐹 𝐶𝑛
𝐶𝐶 = =
1250 × 600.000 × 0,08971 = 0,01560 𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ 4.467.600.000
= 1,560 cent US$/kWh Biaya Bahan Bakar Harga batubara acuan (HBA) subbituminous dengan 5500 kKal/kg adalah 47,85 US$/ton atau 0,04785 US$/kg[10] dan besarnya penggunaan batu bara per kWh adalah 0,8846 kg/kWh, maka biaya bahan bakar adalah. 𝐹𝐶 =
𝐻𝐵𝐴 0,04785 = = 0,04160 𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ 1⁄ 1,14 𝑘𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑠𝑖 = 4,160 cent US$/kWh 47
Biaya Operasi dan Perawatan Biaya ini diperkirakan sebesar 3% dari total investasi, sehingga O&M cost per kWh adalah: 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 =
3% 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 22.500.000 = = 0,00503 𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ 𝐶𝑛 4.467.600.000 = 0,503 cent US$/kWh
Biaya Pembangkitan Total 𝑇𝐶 = 𝐶𝐶 + 𝐹𝐶 + 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 = 1,566 + 4,16 + 0,503 = 6,25 cent US$/kWh Pendapatan Per Tahun dan Payback Period Jika harga jual listrik ke PLN berdasarkan peraturan menteri ESDM nomor 03 tahun 2015 bahwa harga pembelian tertinggi tenaga listrik (BPP) PLTU 600 MW non Mulut Tambang sebesar 6,96 cent US$/kWh[11], maka perhitungan keuntungan penjualan per kWh listrik adalah: 𝐾𝑃 = 𝐵𝑃𝑃 − 𝑇𝐶 = 6,96 − 6,25 = 0,71 𝑐𝑒𝑛𝑡 𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ Dan, pendapatan / keuntungan per tahun (cash in flow) sebesar: 𝐶𝐼𝐹 = 𝐾𝑃 × 𝐶𝑛 = 0,0071 × 4.467.600.000 = 31.719.960 𝑈𝑆$ Sehingga payback period adalah: 𝑃𝑃 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 = = 23.64 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 𝐶𝐼𝐹 31.719.960
Return of Investment Besarnya return of investment pada tahun pertama sebesar 𝑅𝑂𝐼1 = 48
∑11 𝑙𝑎𝑏𝑎1 − 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 31.719.960 − 750.000.000 = = −0,958 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000
Tahun kedua 𝑅𝑂𝐼2 =
∑12 𝑙𝑎𝑏𝑎2 − 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 (31.719.960 × 2) − 750.000.000 = 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 = −0,915
Tahun ketiga 𝑅𝑂𝐼3 =
∑13 𝑙𝑎𝑏𝑎3 − 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 (31.719.960 × 3) − 750.000.000 = 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 = −0,873
Tahun keempat 𝑅𝑂𝐼4 =
∑14 𝑙𝑎𝑏𝑎4 − 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 (31.719.960 × 4) − 750.000.000 = 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 = −0,831
Benefit Cost Ratio (BCR) Merupakan
presentase
pertumbuhan
keuntungan
selama
setahun, yang dapat dicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut berbanding biaya investasi. Dengan demikian besarnya benefit cost ratio adalah: Tahun pertama 𝐵𝐶𝑅1 =
𝑙𝑎𝑏𝑎1 31.719.960 = = 0,42 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000
Tahun kedua 𝐵𝐶𝑅2 =
𝑙𝑎𝑏𝑎2 (2 × 31.719.960) = = 0,085 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000
Tahun ketiga 𝐵𝐶𝑅3 =
𝑙𝑎𝑏𝑎3 (3 × 31.719.960) = = 0,127 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000
Tahun keempat 𝐵𝐶𝑅3 =
𝑙𝑎𝑏𝑎3 (4 × 31.719.960) = = 0,169 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 750.000.000 49
Tabel 2.5 Retun of Investment dan Benefit Cost Ratio Selama 25 Tahun
50
Tahun ke
ROI
BCR
1
-0,958
0.042
2
-0,915
0.085
3
-0,873
0.127
4
-0,831
0.169
5
-0,789
0.211
6
-0,746
0.254
7
-0,704
0.296
8
-0,662
0.338
9
-0,619
0.381
10
-0,577
0.423
11
-0,535
0.465
12
-0,492
0.508
13
-0,450
0.550
14
-0,408
0.592
15
-0,366
0.634
16
-0,323
0.677
17
-0,281
0.719
18
-0,239
0.761
19
-0,196
0.804
20
-0.154
0.846
21
-0,112
0.888
22
-0,070
0.930
23
-0,027
0.973
24
0,015
1.015
25
0,057
1.057
Jika pembangkit PLTU beroperasi selama 25 tahun, dengan demikian besarnya return of investment (ROI) dan benefit cost ratio (BCR) selama 25 tahun akandihasilkan seperti pada Tabel 2.5.
51
2.10 Daftar Pustaka 1.
Chaplin, Robin A. 2005. Thermal Power Plants. Encyclopedia of Life Support Systems: UNESCO.
2.
Basuki, Adi Cahyo, Ir. Agung Nugraho, dan Ir. Bambang Winardi. 2008. Analisis Konsumsi Bahan Bakar Pada Pembangkit Listrik Tenga Uap. Semarang: Universitas Diponegoro.
3.
Panji, Ludovikus. 2008. Perancangan PLTU Dengan Daya 100 MW Nita. (Online), (www.academia.edu ), diakses 20 April 2015.
4.
Ristyanto, Anang Nungky, joko windarto, dan susatyo Handoko. 2008. Simulasi Perhitungan Efisiensi Sistem Pembangkit Listrik Tenaga (PLTU) Remabang. Semarang: Universitas Diponegoro.
5.
Tardiaja. 2012. Pembangit Listrik Tenaga Uap. (Online), (https://tardiaja.files.wordpress.com/2012/12/uap.pdf), diakses 21 April 2015
6.
Utami, Desi Yanti. 2014. Perhitungan Daya Turbin Uap Dan Generator. (Online), (http://desi18utami.blogspot.com). Diakses 21 April 2015.
7.
Naryanto, Yoyok. 2011. Studi Pembangunan PLTU Batu Bara 2X7 Mw Industri kertas PT. Mega Surya Eratama. (Tugas Akhir)
8.
Furqon,Mochamad.2012. Rancang Bangun dan Perekayasaan Tungku Fluidizedbed Sirkulasi Batu Bara Kalori Rendah (Lignit) Untuk Menghasilkan Efisiensi Pembakaran Tinggi Dan Ramah Lingkungan. Jurnal Riset Industri Vol. VI No.2, 2012, Hal 157-163
9.
NN. 2015, BI Rate 14 April 2015. (Online), (http://www.bi.go.id/id/moneter/bi-rate/data/Default.aspx), diakses 13 Mei 2015.
10. Menteri PPN. 2014.Daftar Proyek Strategis Infrastruktur Bersama Menko Perkonomian. (Online),
52
(http://www.bappenas.go.id/berita-dan-siaran-pers/menterippn-bahas-daftar-proyek-strategis-infrastruktur-bersamamenko-perkonomian/), diakses 13 Mei 2015. 11. NN. 2015. Harga Batubara Acuan tanggal 20 April 2015, (http://www.minerba.esdm.go.id/), diakses 13 Mei 2015 12. Peraturan
Menteri
ESDM
No.03
tahun
2015.
(Online)
(prokum.esdm.go.id/permen/2015/Permen%20ESDM%2003%20 2015.pdf), diakses 13 Mei 2015.
53
3 Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir 3.1. Pengertian Umum Atom merupakan bagian terkecil dari suatu materi yang sudah tidak memiliki sifat dasar materi. Dikatakan tidak memiliki sifat dasar materi karena sifat dari atom-atom penyusun materi itu berlainan dengan sifat materi itu sendiri. Setiap atom digambarkan sebagai bola yang terdiri atas kulit atom di bagian luar dan inti atom di tengah-tengahnya. Pada bagian kulit atom terdapat elektron-elektron bermuatan listrik negatif yang bergerak mengelilingi inti atom. Pada bagian inti terdapat proton dan neutron. Proton bermuatan listrik positif, sedang neutron tidak bermuatan listrik atau netral. Pada umumnya masyarakat awam mengenal istilah nuklir dari sejarah Perang Dunia II. Pada saat itu, dua buah bom nuklir meledak atau diledakkan oleh tentara sekutu (Amerika Serikat) masing-masing di kota Hiroshima pada tanggal 6 Agustus 1945 dan Nagasaki pada tanggal 9 Agustus 1945. Bagi bangsa Indonesia, peristiwa pengeboman dua kota di Jepang tadi juga terkait langsung dengan arah perjalanan bangsa ini. Dalam waktu yang sangat berdekatan dengan kekalahan tentara Jepang terhadap kekuatan Sekutu pada Perang Dunia II itulah bangsa Indonesia memproklamirkan kemerdekaannya pada tanggal 17 Agustus 1945, setelah sebelumnya selama tiga setengah abad dijajah oleh Belanda dan selama tiga setengah tahun dijajah oleh Jepang. Dibanding dengan teknologi lain, teknologi nuklir merupakan teknologi yang oleh sebagian besar masyarakat awam dirasa paling jarang 54
atau bahkan tidak pernah sama sekali bersentuhan dengan masalahmasalah kehidupan manusia sehari-hari. Masyarakat awam lebih banyak mengenali resiko atau bahaya dari teknologi nuklir itu dibandingkan dengan pengenalan mereka terhadap manfaat yang dapat diperoleh dari teknologi nuklir. Hasilnya adalah deretan panjang pengertian dan asumsi negatif yang diidentikkan dengan nuklir. Kurangnya informasi yang menyeluruh
mengenai
nuklir,
ditambah
cacat
bawaan
dalam
perkembangan teknologi nuklir itu sendiri telah mengakibatkan dalam benak sebagian besar masyarakat awam terpateri istilah nuklir yang identik dengan bom. Istilah nuklir dalam ilmu pengetahuan selalu dikaitkan dengan peristiwa-Âperistiwa yang terjadi dalam inti atom. Disiplin fisika nuklir misalnya, merupakan cabang ilmu pengetahuan yang khusus mempelajari fenomena-fenomena fisika yang terjadi di dalam inti atom. Reaksi nuklir merupakan reaksi yang melibatkan inti atom. Kita juga mengenal istilah reaktor nuklir, yaitu suatu tempat untuk melangsungkan reaksi nuklir secara aman dan terkendali. Nuklir atau inti atom sebenarnya hanyalah bagian yang sangat kecil dari sebuah atom, sedang atom itu sendiri merupakan bagian yang terkecil dari sebuah materi. Meskipun demikian, dalam membahas mengenai ilmu pengetahuan dan teknologi nuklir, ternyata kita harus berhadapan dengan bidang bahasan yang sangat luas. Hal ini tentu saja sangat erat kaitannya dengan berbagai macam fenomena fisika beserta informasi lain yang terkandung di dalam nuklir yang berhasil dikuak oleh manusia. Bahkan hingga kini, banyak informasi yang terkandung di dalamnya masih terus dipelajari oleh manusia. Berbagai penelitian dalam skala besar yang melibatkan banyak ilmuwan terus dilakukan dalam rangka memperoleh informasi untuk mengembangkan ilmu pengetahuan dan teknologi nuklir itu sendiri.
55
Sejarah perkembangan ilmu pengetahuan dan teknologi nuklir bermula ketika Otto Hahn dan Fritz Strasmann pada tahun 1938 menemukan reaksi pembelahan inti atom. Mereka melakukan penelitian dengan cara menembaki unsur uranium-235 (U-235) dengan partikel neutron yang bergerak sangat lambat. Dari hasil penembakan tersebut mereka mendapatkan bahwa: Inti atom U-235 pecah menjadi inti-inti atom yang lebih kecil dan massanya lebih ringan dibandingkan U-235. Dipancarkan dua hingga tiga buah partikel neutron baru yang bergerak sangat cepat, neutron ini disebut neutron cepat. Dilepaskan energi dalam bentuk panas sebesar 200 Mega electron-Volt (MeV). Reaksi yang ditemukan oleh Hahn dan Strasmann ternyata sangat berlainan dengan reaksi kimia biasa yang sudah dikenal pada saat itu. Pada reaksi kimia biasa, reaksi itu terjadi antara unsur-unsur kimia, dimana unsur-unsur yang bereaksi masih dapat ditemukan dalam senyawa hasil reaksi. Reaksi pembelahan inti atom U-235 tersebut disebut reaksi nuklir, karena setelah terjadi reaksi pembelahan tidak ditemukan lagi adanya inti atom U-235.
Gambar 3.1. Model Atom Sumber : http://info-pasid.blogspot.com/2012/07/teori-model-atom.html
Reaksi ini sering kali disebut juga sebagai reaksi fisi (pembelahan) karena inti U-235 pecah menjadi dua inti yang lebih kecil. Dari penemuan reaksi inilah persamaan kesetaraan massa dan energi 56
yang dirumuskan oleh Albert Einstein dengan persamaan: E = mc 2 (E = energi dalam Joule, m = massa dalam kilogram, dan c = kecepatan cahaya yang nilainya 300.000 km/detik) dapat dibuktikan dan diakui kebenarannya oleh kalangan ilmuwan secara luas. Sampai saat ini nuklir khususnya zat radioaktif telah dipergunakan secara luas dalam berbagai bidang seperti industri, kesehatan, pertanian, peternakan, sterilisasi produk farmasi dan alat kedokteran, pengawetan bahan makanan dan bidang hidrologi, aplikasi tersebut adalah dalam bidang non energi. Salah satu pemanfaatan teknik nuklir dalam bidang energi saat ini sudah berkembang dan dimanfaatkan secara besar-besaran dalam bentuk Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN), dimana tenaga nuklir digunakan untuk membangkitkan tenaga listrik yang relatif murah, aman dan tidak mencemari lingkungan. Pemanfaatan teknik nuklir dalam bentuk PLTN mulai dikembangkan secara komersial sejak tahun 1954. 3.2 Prinsip Dasar PLTN Pada dasarnya PLTN beroperasi dengan prinsip yang sama seperti pembangkit listrik konvensional, tetapi dengan perbedaan pada cara pembangkitan panas untuk menghasilkan uap. Pada pembangkit listrik konvensional, panas dihasilkan dari pembakaran bahan fosil (minyak, batubara, gas), sedang pada PLTN panas dihasilkan dari reaksi pembelahan inti atom bahan bakarnya (Uranium) di dalam reaktor nuklir. Panas yang dihasilkan digunakan untuk membangkitkan uap di dalam alat pembangkit uap dan kemudian, sama seperti pada pembangkit konvensional, uap digunakan untuk menggerakkan turbin dan generator untuk menghasilkan listrik. Dalam membangkitkan listrik, PLTN tidak membebaskan asap atau debu yang mengandung logam berat yaitu CO 2, SO2, NOx ke lingkungan.
57
Pembelahan Inti Panas untuk membangkitkan uap dalam PLTN didapatkan dari proses pembelahan inti. Gambar 3.2 menunjukkan proses pembelahan inti. Bila sebuah partikel neutron berhasil masuk ke dalam inti atom bahan bakar Uranium, maka inti Uranium menjadi lebih tidak stabil dan akibatnya mengalami pembelahan. Hasil dari pembelahan ini adalah dua buah atom materi yang lain, 2 sampai 3 buah neutron baru dan energi. Total massa seluruh materi yang terbentuk sesudah terjadinya pembelahan inti atom Uranium lebih kecil daripada sebelum terjadi pembelahan. Selisih massa inilah yang berubah menjadi energi. Neutron baru yang terbentuk setelah pembelahan inti dapat menumbuk inti atom Uranium lain dan seterusnya menghasilkan atom materi lain, 2-3 buah neutron baru dan energi. Demikian seterusnya sehingga terbentuklah sebuah reaksi berantai.
Gambar 3.2 Pembelahan Inti Atom Sumber : https://radioaktif12fm.wordpress.com/2010/11/13/reaksi-fisi-dan-fusi/
Satu gram Uranium akan dapat menghasilkan daya sebesar 1 juta watt selama 1 hari. Seandainya sebuah rumah menggunakan energi sebesar 1000 kilowatt-jam dalam sehari, maka energi yang dihasilkan 1 58
gram Uranium dapat digunakan selama sekitar 24 hari. Agar reaksi berantai tidak berkembang menjadi tidak terkendali, seperti halnya bom atom, maka digunakanlah bahan kendali, antara lain terbuat dari cadmium, untuk membuat reaksi berantai berjalan stabil dan terkendali. Neutron baru hasil pembelahan memiliki kecepatan yang sangat tinggi, karena itu agar dapat lebih mudah masuk ke dalam inti atom neutron ini harus diperlambat. Bahan yang sering digunakan sebagai pelambat atau moderator adalah air biasa yang telah dihilangkan mineralnya. Bisa juga digunakan air berat, atau grafit sebagai moderator sesuai dengan jenis bahan bakarnya. Panas yang dihasilkan di dalam bahan bakar uranium sangat tinggi. Jika tidak dilakukan pendinginan maka bahan bakar bisa mengalami kerusakan atau meleleh. Ada beberapa jenis bahan yang biasanya dipakai sebagai pendingin, misalnya air ringan, air berat, logam natrium cair, dan gas. Pemilihan jenis pendingin bergantung juga pada jenis bahan bakarnya. Reaksi Berantai Terkendali Reaksi berantai dapat berlangsung dalam waktu singkat dan menghasilkan energi yang sangatbesar.Untuk dapat dimanfaatkan tenaga panasnya reaksi berantai yang berlangsung di reaktor nuklirharus dikendalikan sehingga dihasilkan energi yang sesuai dengan kebutuhan. Pengendalian ini dilakukan dengan menggunakan batang kendali yang mampu menyerap neutron. Batang kendali dibuat dari bahan yang dapat menyerap neutron seperti Boron atau Cadmium. Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam reaksi nuklir pada PLTN:
Reaksi pembelahan berantai hanya dimungkinkan apabila ada moderator Kandungan U -235 di dalam bahan bakar nuklir maksimum adalah 3,27 terdistribusi secara merata dalam isotop U-238, 59
sehingga tidak mungkin terjadi reaksi pembelahan berantai secara tidak terkendali di dalamnya
Batang kendali
Batang kendali
Gambar 3.3. Pengendalian reaksi berantai menggunakan batang kendali Sumber : Media Informasi Ilmu Pengetahuan dan Teknologi Nuklir ,BATAN
Pemenuhan Energi Indoneseia yang dulu kaya dengan sumber energi, kini tidak lagi demikian. Sumber daya minyak bumi Indonesia sekitar 321 miliar barrel (1,2 persen potensi dunia), gas bumi sekitar 507 TSCF (3,3 persen potensi dunia), batu bara sekitar 50 miliar ton (3 persen potensi dunia), panas bumi sekitar 27.000 MW (40 persen potensi dunia), dan tenaga air sekitar 75.000 MW (0,02 persen potensi dunia). Cadangan terbukti minyak bumi pada tahun 2002 sekitar 5 miliar barrel, cadangan terbukti gas bumi sekitar 90 TSCF, dan cadangan terbukti batu bara sekitar 5 miliar ton. Dengan tingkat produksi seperti pada tahun 2002, dan bila tidak ada cadangan terbukti baru, cadangan minyak bumi akan habis dalam waktu 10 tahun, gas bumi 30 tahun, dan batu bara 50 tahun. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) pada Kongres I Organisasi Profesi Praktisi Akuntansi Sumber Daya Alam dan Lingkungan di 60
Baturaden, 12 Desember 2013, memperkirakan cadangan minyak bumi kita hanya dapat mencukupi kebutuhan hingga tujuh tahun ke depan. 3.3. Kelebihan dan Kekurangan Semua pembangkit tenaga listrik, termasuk PLTN, mempunyai prinsip kerja yang relatif sama. Bahan bakar (baik yang berupa batu bara, gas ataupun uranium) digunakan untuk memanaskan air yang akan menjadi uap. Uap memutar turbin dan selanjutnya turbin memutar suatu generator yang akan menghasilkan listrik. Perbedaan yang mencolok adalah bahwa PLTN tidak membakar bahan bakar fosil, tetapi menggunakan bahan bakar pembelahan (bahan fisil). Di dalam reaktor, bahan fisil tersebut direaksikan dengan neutron sehingga terjadi reaksi berantai yang menghasilkan panas. Panas yang dihasilkan digunakan untuk menghasilkan uap air bertekanan tinggi, kemudian uap tersebut digunakan untuk menggerakkan turbin. Bila dilakukan perbandingan antara pembangit listrik tenaga nuklir dengan pembangkit listrik konvensional maka, pembangkit listrik tenaga nuklir ini memiliki kelebihan dan kekurangan diantaranya : Kelebihan Energi thermal pembelahan 1 kg U-235 murni sekitar 17 milyar kkal atau setara dengan energi thermal yang dihasilkan dari pembakaran 2,4 juta kg (2.400 ton) batubara. Kekurangan
Adanya resiko kecelakaan nuklir Dampak pada lingkungan Secara garis besar PLTN tidak menghasilkan gas emisi seperti
CO2, SO2 ataupun gas NO yang berpotensi menyebabkan hujan asam maupun pemanasan global. 61
Limbah radioaktif berupa padat disimpan dalam ruang penyimpanan. Limbah ini tidak membahayakan. 3.4. Jenis-Jenis PLTN 3.4.1. PWR (Pressurized Water Reactor) PWR adalah jenis reaktor daya nuklir yang menggunakan air ringan biasa sebagai pendingin maupun moderator neutron. Reaktor ini pertama sekali dirancang oleh Westinghouse Bettis Atomic Power Laboratory untuk kepentingan kapal perang, tetapi kemudian rancangan ini dijadikan komersial oleh Westinghouse Nuclear Power Division. Reaktor PWR komersial pertama dibangun di Shippingport, Amerika Serikat yang beroperasi sampai tahun 1982.
Gambar 3.4. Skema dari Pressurized Water Reactor Sumber : http://gopltnindonesia.blogspot.com/2010/11/jenis-jenis-pltn.html
Selain Westinghouse, banyak perusahaan lain seperti Asea Brown Boveri-Combustion Engineering (ABB-CE), Framatome, Kraftwerk Union, Siemens, and Mitsubishi yang mengembangkan dan membangun reaktor PWR ini. Reaktor jenis ini merupakan jenis reaktor yang paling umum. Lebih dari 230 buah reaktor digunakan untuk menghasilkan listrik, dan beberapa ratus lainnya digunakan sebagai tenaga penggerak kapal. 62
Pada reaktor jenis PWR, aliran pendingin utama yang berada di teras reaktor bersuhu mencapai 325℃ sehingga perlu diberi tekanan tertentu (sekitar 155 atm) oleh perangkat pressurizer sehingga air tidak dapat mendidih. Pemindah panas, generator uap, digunakan untuk memindahkan panas ke aliran pendingin sekunder yang kemudian mendidih menjadi uap air dan menggerakkan turbin untuk menghasilkan listrik. Uap kemudian diembunkan di dalam kondenser menjadi aliran pendingin sekunder. Aliran ini kembali memasuki generator uap dan menjadi uap kembali, memasuki turbin, dan demikian seterusnya. Secara garis besar cara kerja sebuah reaktor nuklir (jenis PWR) hingga bisa menghasilkan listrik adalah sebagai berikut : Didalam inti reaktor, reaksi fisi terjadi karena adanya penembakan neutron terhadap bahan bakar nuklir yang menghasilkan energi panas. Energi panas yang dihasilkan dari inti reaktor kemudian dibawa oleh air bertekanan pada primary loop ke generator uap. Didalam generator uap, air yang berasal dari secondary loop menjadi terpanaskan dan terbentuklah uap. Uap yang dihasilkan diarahkan ke turbin uap untuk memutar generator dan akhirnya menghasilkan listrik. 3.4.2
BWR (Boiled Water Reactor) Reaktor jenis BWR merupakan rancangan reaktor jenis air ringan
sebagai pendingin dan moderator, yang juga digunakan di beberapa Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir. Reaktor BWR pertama sekali dirancang oleh Allis-Chambers dan General Electric (GE). Sampai saat ini, hanya rancangan General Electric yang masih bertahan. Reaktor BWR rancangan General Electric dibangun di Humboldt Bay di California. Perusahaan lain yang mengembangkan dan membangun reaktor BWR ini adalah ASEA-Atom, Kraftwerk Union, Hitachi. Reaktor ini mempunyai banyak persamaan dengan reaktor PWR; perbedaan yang paling kentara
63
ialah pada reaktor BWR, uap yang digunakan untuk memutar turbin dihasilkan langsung oleh teras reaktor.
Gambar 3.5. Skema Boiling Water Reactor Sumber : http://ancjrit.blogspot.com/2011/06/sekelumit-tentang-pltn-pembangkit_27.html
Pada reaktor BWR hanya terdapat satu sirkuit aliran pendingin yang bertekanan rendah (sekitar 75 atm) sehingga aliran pendingin tersebut dapat mendidih di dalam teras mencapai suhu 285oC. Uap yang dihasilkan tersebut mengalir menuju perangkat pemisah dan pengering uap yang terletak di atas teras kemudian menuju turbin. Karena air yang berada di sekitar teras selalu mengalami kontaminasi oleh peluruhan radionuklida, maka turbin harus diberi perisai dan perlindungan radiasi sewaktu masa pemeliharaan. Kebanyakan zat radioaktif yang terdapat pada air tersebut beumur paro sangat singkat, misalnya N-16 dengan umur paro 7 detik sehingga ruang turbin dapat dimasuki sesaat setelah reaktor dipadamkan. Uap tersebut kemudian memasuki turbin-generator. Setelah turbin digerakkan, uap diembunkan di kondenser menjadi aliran pendingin, kemudian dipompa ke reaktor dan memulai siklus kembali 64
3.4.3
Reaktor Air Didih Lanjut (Advanced Boiling Water Reactor, ABWR) ABWR adalah reaktor air didih lanjut, yaitu tipe modifikasi dari
reaktor air didih yang ada pada saat ini. Perbaikan ditekankan pada keandalan, keselamatan, limbah yang rendah, kemudahan operasi dan faktor ekonomi. Perlengkapan khas ABWR yang mengalami perbaikan desain adalah (1) pompa internal, (2) penggerak batang kendali, (3) alat pengatur aliran uap, (4) sistem pendinginan teras darurat, (5) sungkup reaktor dari beton pra-tekan, (6) turbin, (7) alat pemanas untuk pemisah uap (penurun kelembaban), (8) sistem kendali dijital dan lain-lain. 3.4.4
Reaktor CANDU Reaktor CANDU (CANada Deuterium Uranium) adalah jenis
reaktor air berat bertekanan yang menggunakan Uranium alam oksida sebagai bahan bakar. Reaktor ini dirancang oleh Atomic Energy Canada Limited (AECL) semenjak tahun 1950 di Kanada. Karena menggunakan bahan bakar Uranium alam, maka reaktor ini membuthkan moderator yang lebih efisien seperti air berat. Moderator reaktor CANDU terletak pada tangki besar yang disebut calandria, yang disusun oleh tabung-tabung bertekanan horisontal yang digunakan sebagai tempat bahan bakar, didinginkan oleh aliran air berat bertekanan tinggi yang mengalir melewati tangki calandria ini sampai mencapai suhu 290℃. Sama seperti Reaktor PWR, uap dihasilkan oleh aliran pendingin sekunder yang mendapat panas dari aliran
pendingin
utama.
Dengan
digunakannya
tabung-tabung
bertekanan sebagai tempat bahan bakar, memungkinkan untuk mengisi bahan bakar tanpa memadamkan reaktor dengan memisahkan tabung bahan bakar yang akan diisi dari aliran pendingin.
65
3.4.5
Reaktor Tabung Tekan Reaktor tabung tekan merupakan reaktor yang terasnya tersusun
atas pendingin air ringan (ada juga air berat) dan moderator air berat atau pendingin air ringan dan moderator grafit dalam pipa kalandria. Bahan pendingin dan bahan moderator dipisahkan oleh pipa tekan, sehingga bahan pendingin dan bahan moderator dapat dipilih secara terpisah. Pada kenyataannya terdapat variasi gabungan misalnya pendingin air ringan moderator air berat (Steam-Generating Heavy Water Reactor, SGHWR), pendingin air berat moderator air berat (Canadian Deuterium Uranium, CANDU), pendingin air ringan moderator grafit (Channel Type Graphitemoderated Water-cooled Reactor, RBMK). Teras reaktor terdiri dari banyak kanal bahan bakar dan dideretkan berbentuk kisi kubus di dalam tangki kalandria, bahan pendingin mengalir masing-masing di dalam pipa tekan, energi panas yang timbul pada kanal bahan bakar diubah menjadi energi penggerak turbin dan digunakan pada pembangkit listrik. Disebut juga rektor nuklir tipe kanal. 3.4.6
Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) Reaktor PBMR menawarkan tingkat keamanan yang baik. Proyek
PBMR masa kini merupakan lanjutan dari usaha masa lalu dan dipiloti oleh konglomerat internasional USA berbasis Exelon Corporation (Commonwealth Edison PECO Energy), British Nuclear Fuels Limited dan South African based ESKOM sebagai perusahaan reaktor. PBMR menggunakan helium sebagai pendingin reaktor, berbahan bakar partikel uranium dioksida yang diperkaya, yang dilapisi dengan Silikon Karbida berdiameter kurang dari 1mm, dirangkai dalam matriks grafit. Bahan bakar ini terbukti tahan hingga suhu 1600 derajat C dan tidak akan meleleh di bawah 3500 derajat C. Bahan bakar dalam bola grafit akan bersirkulasi melalui inti reaktor karena itu disebut sistem pebble-bed.
66
3.4.7
Reaktor Magnox Reaktor Magnox merupakan reaktor tipe lama dengan siklus
bahan bakar yang sangat singkat (tidak ekonomis), dan dapat menghasilkan plutonium untuk senjata nuklir. Reaktor ini dikembangkan pertama sekali di Inggris dan di Inggris terdapat 11 PLTN dengan menggunakan 26 buah reaktor Magnox ini. Sampai tahun 2005 ini, hanya tinggal 4 buah reaktor Magnox yang beroperasi di Inggris dan akan didekomisioning pada tahun 2010. Reaktor Magnox menggunakan CO2 bertekanan sebagai pendingin, grafit sebagai moderator dan berbahan bakar Uranium alam dengan logam Magnox sebagai pengungkung bahan bakarnya. Magnox merupakan nama dari logam campuran yaitu dengan logam utama Magnesium dengan sedikit Aluminium dan logam lainnya, yang digunakan sebagai pengungkung bahan bakar logam Uranium alam dengan penutup yang tidak mudah teroksidasi untuk menampung hasil fisi. 3.4.8
Advanced Gas-Cooled Reactor (AGR) Advanced Gas-Cooled Reactor (AGR) merupakan reaktor
generasi kedua dari reaktor berpendingin gas yang dikembangkan Inggris. AGR merupakan pengembangan dari reaktor Magnox. Reaktor ini menggunakan grafit sebagai moderator netron, CO2 sebagai pendingin dan bahan bakarnya adalah pelet Uranium oksida yang diperkaya 2,5% 3,5% yang dikungkung di dalam tabung stainless steel. Gas CO2 yang mengalir di teras mencapai suhu 650°C dan kemudian memasuki tabung generator uap. Kemudian uap yang memasuki turbin akan diambil panasnya untuk menggerakkan turbin. Gas telah kehilangan panas masuk kembali ke teras.
67
3.5. Rumus / Persamaan Perhitungan Daya pada PLTN Menghitung Jumlah Atom dalam 1 gram U-235 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑎𝑡𝑜𝑚 𝑢 − 235 =
𝑚 𝐴
𝑥 𝑏𝑖𝑙𝑎𝑛𝑔𝑎𝑛 𝑎𝑣𝑜𝑔𝑎𝑑𝑟𝑜
(3.1)
dimana : m
: Massa uranium
A
: 235 grat/gram
Menghitung energi yang dihasilkan pembelahan tiap atom 𝐸 = 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑎𝑡𝑜𝑚 𝑢 − 235 𝑥 200 𝑀𝑒𝑣 𝑥 1,6 𝑥 10−13 Joule (3.2) dimana : E
: Energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
Menghitung entalpi uap dan entalpi air menggunakan interpolasi 𝑥−𝑥1 𝑥2−𝑥1
=
𝑦−𝑦1
(3.3)
𝑦2−𝑦1
Menghitung efisiensi thermal 𝜂 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 =
(𝑇 𝑢𝑎𝑝−𝑇 𝑙𝑢𝑎𝑟 𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟) 𝑇 𝑢𝑎𝑝
𝑥 100%
(3.4)
dimana : 𝜂 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙
: efisiensi thermal
T uap
: suhu uap boiler (°𝐾)
T luar boiler
: suhu luar boiler (°𝐾)
Menghitung daya masuk turbin
𝑃𝑖𝑛𝑇 =
𝜂 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 100%
𝑥𝐸
(3.5)
dimana : PinT
: daya masuk pada turbin
𝜂 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙
: efisiensi thermal
E
: energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
Menghitung daya keluar turbin 𝑃𝑜𝑢𝑡𝑇 =
𝜂 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 100%
𝑥 𝑃𝑖𝑛𝑡
dimana : PoutT 68
: daya keluar pada turbin
(3.6)
𝜂 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
: efisiensi turbin
PinT
: daya masuk pada turbin
Menghitung daya keluar generator
𝑃𝑜𝑢𝑡𝐺 =
𝜂 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 100%
𝑥 𝑃𝑖𝑛𝑔
(3.7)
dimana : PoutG
: daya keluar pada generator
𝜂 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
: efisiensi turbin
PinG
: daya masuk pada generator
Menghitung energi panas yang diperlukan untuk membangkitkan 200 Mw 𝐸1 𝐸2
=
𝑃𝑜𝑢𝑡𝑔1 𝑃𝑜𝑢𝑡𝑔2
(3.8)
dimana : E1
: energi panas mula yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
E2
: energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
Poutg 1 : daya keluar generator yang dihasilkan dari E 1 Poutg 2 : daya keluar generator yang diinginkan Menghitung produksi uap yang dihasilkan steam generator 𝐸2 = 𝑞𝑢 (ℎ𝑠 − ℎ𝑤)
(3.9)
dimana : E2
: Energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
Qu
: Kapasitas uap yang dihasilkan steam generator
hs
: Entalpi uap
hw
: Entalpi air
Menghitung banyak bahan bakar yang diperlukan tiap jam
𝐹=
𝐸2 𝐸
(3.10)
dimana : F
: Uranium yang diperlukan tiap jam
E2
: Energi panas yang digunakan untuk membangkitkan Poutg 2
E
: Energi yang dihasilkan oleh pembelahan tiap atom
Menghitung banyak bahan bakar yang diperlukan dalam sehari 69
𝐹 ′ = 𝐹 𝑥 24
(3.11)
dimana : F’
: Uranium yang diperlukan dalam sehari
F
: Uranium yang diperlukan tiap jam
Menghitung banyak bahan bakar yang diperlukan dalam setahun 𝐹 ′′ = 𝐹′ 𝑥 365
(3.12)
dimana : F”
: Uranium yang diperlukan dalam setahun
F’
: Uranium yang diperlukan dalam sehari
Menghitung arus eksitasi agar dibangkitkan tegangan terminal dalam kV (3.13)
𝐸𝑎 = 𝐾. ∅. 𝑛 ∅
𝐼 = 4𝜋 𝑥 10−7 x
NxA
(3.14)
dimana Ea
: tegangan terminal pada generator (volt)
K
: konstanta generator
∅
: fluks (Wb/m2)
n
: kecepatan generator tiap menit (rpm)
I
: arus eksitasi yang diperlukan untuk membangkitkan Ea (amper)
N
: banyak lilitan (lilit)
A
: luas penampang (m2)
Faktor Penyusutan
𝐹𝑃 =
𝑟(1+𝑟)𝑛 (1+𝑟)𝑛 − 1
dimana : FP
: Faktor penyusutan
r
: Tingkat bunga dalam %
n
: Lama waktu penyusutan dalam tahun
Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik 70
(3.15)
𝐽𝑃𝑁𝑇𝐿 = 𝐷𝑇 𝑥 𝐹𝐾𝑁 dimana : JPNTL
: jumlah pembangkitan neto tenaga listrik
DT
: daya terpasang
FKN
: faktor kapasitas neto x 8760
3.6. Biaya Pembangkitan
𝐵𝑃 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
(3.16)
𝐾𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝐷𝑎𝑦𝑎
dimana : BP
: Biaya pembangunan
Biaya Modal
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑀𝑜𝑑𝑎𝑙 =
𝐵𝑃 𝑥 𝐹𝑃 𝐽𝑃𝑁𝑇𝐿
(3.17)
dimana : FP
: faktor penyusutan
Biaya Bahan Bakar
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐵𝑎ℎ𝑎𝑛 𝐵𝑎𝑘𝑎𝑟 =
𝐵𝑎ℎ𝑎𝑛 𝑏𝑎𝑘𝑎𝑟 𝑢𝑛𝑡𝑢𝑘 1 𝑘𝑊ℎ 𝐻𝐵𝐵
(3.18)
dimana : HBB
: Harga bahan bakar
Biaya Operasi & Pemeliharaan (O&M) 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑂&𝑀 = 𝐵𝑇 𝑂&𝑀 + 𝐵𝑉 𝑂&𝑀
(3.19)
Dimana BT O&M : Biaya tetap O&M BV O&M : Biaya variable O&M Biaya Pembangkitan Total 𝑇𝐶 = 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑀𝑜𝑑𝑎𝑙 + 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐵𝑎ℎ𝑎𝑛 𝐵𝑎𝑘𝑎𝑟 + 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑂&𝑀
(3.20)
dimana : TC
: Total cost atau biaya pembangkitan total
71
3.7. Payback Period 𝐾𝑒𝑢𝑛𝑡𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛 = 𝐻𝑎𝑟𝑔𝑎 𝐽𝑢𝑎𝑙 − 𝑇𝐶
𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 𝑃𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝐾𝑒𝑢𝑛𝑡𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛 𝑃𝑒𝑟 𝑇𝑎ℎ𝑢𝑛
(3.21)
(3.22)
3.8. Contoh PLTN tipe PWR kapasitas 200 MW PLTN ini direncanakan mempunyai daya keluaran sebesar 200 MW dengan tegangan 15 KV, frekuensi 50 Hz. Untuk memenuhi target daya keluaran maka perlu adanya penyesuaian peralatan dan bahan bakar yang digunakan. Dalam sebuah PLTN memiliki beberapa komponen utama dalam pembangkitan energi listrik diantaranya adalah reactor vessel, control rods, Steam Generator, Steam Turbine, Generator, dan Kondensor. Pembangkit listrik tenaga nuklir ini dirancang dengan tipe PWR (Pressurized Water Reactor) dengan memperhatikan tingkat keamanan bagi operator dan lingkungan yang lebih tinggi daripada pembangkit listrik tenaga nuklir tipe BWR (Boilling Water Reactor).
Gambar 3.6. Konstruksi Reactor Vessel Sumber : Aji, Bintoro. 2014, PWR, Balai Diklat BAPETEN, Cisarua-Bogor 72
Reactor vessel Reactor vessel merupakan tempat berlangsungnya reaksi fisi. Reakctor vessel ini didesain sedemikian rupa dengan standart yang ditentukan badan atom internasional sehingga berfungsi sebagai pengaman utama bagi operator PLTN agar tidak terjadi kebocoran reactor dan juga merupakan letak control rods.
Gambar 3.7. Bejana Reaktor Sumber : Bintoro. 2014.Pressurized Water Reactor.Balai Diklat BAPETEN,Cisarua-Bogor
Control rods Contor rods merupakan alat yang dipakai untuk mengatur besarnya reaksi fisi yang berlangsung, alat ini bekerja seperti pada gambar 3.3. 73
Steam generator Berisi air yang nantinya akan dipanaskan. Uap dari air ini digunakan untuk menggerakkan turbin. Steam turbine Merupakan sebuah turbin uap yang terhubung langsung pada generator sehingga dapat menggerakkan rotor pada generator. Generator Merupakan alat yang dapat mengkonversi energi mekanik menjadi listrik. Generator yang digunakan pada PLTN ini merupakan generator sinkron 3 fasa. Kondensor Merupakan alat yang digunakan untuk mengembunkan uap yang telah memutar turbin agar menjadi air dan siap dipanaskan untuk menjadi uap yang akan memutar turbin kembali. Spesifikasi Komponen Pada permasalahan kali ini dipilih pembuatan pembangkit listrik tenaga
nuklir
dengan
tipe
PWR
(Pressurized
Water
Reactor).
Komponennya adalah : -
Reaktor Bahan Bakar Uranium
Gambar 3.8. Perancangan Bahan Bakar Uranium Sumber : Bintoro. 2014.Pressurized Water Reactor.Balai Diklat BAPETEN,Cisarua-Bogor
74
Gambar 3.9. Pressurizer Pressurizer
Gambar 3.10. Steam Generator Tipe U Sumber : Bintoro. 2014.Pressurized Water Reactor.Balai Diklat BAPETEN,Cisarua-Bogor
Berfungsi untuk mempertahankan tekanan operasi reaktor → menjaga
fase
pendingin.
Dilengkapi
dengan
pemanas
untuk 75
meningkatkan tekanan dan penyiram air dingin untuk menurunkan tekanan. Tekanan berlebih dilepaskan melalui safety dan relief valves. Steam Generator Steam generator berfungsi sebagai boiler. Menggunakan air panas dari sisis primer untuk mendidihkan air pada sisi sekunder, air panas melewati tabung-tabung kecil untuk memanaskan air dalam tabung yang lebih besar
Gambar 3.11. Pompa Sentrifugal Pendingin Reaktor Sumber : Bintoro. 2014.Pressurized Water Reactor.Balai Diklat BAPETEN,Cisarua-Bogor
Contoh Spesifikasi Steam Generator adalah
76
Sisi primer Tin
: 324 ℃
Sisi primer Tout
: 228 ℃
Sisi sekunder T
: 285 ℃
Berat kotor
: 312.208 kg
Shell side design pressure
: 53 Bar
Steam flow at full load
: 4,8 x 106 kg/jam
Steam temperature
: 268,9℃
Feedwater temperature
: 255,4℃
Heat transfer area
: 4,784 𝑚2
Pompa Pendingin Reaktor
Gambar 3.12. Siemens Steam Turbine SST-800 Sumber
:
http://www.energy.siemens.com/hq/en/fossil-power-generation/steam-
turbines/sst-800.htm
Contoh Spesifikasi pompa adalah Number and type
: One vertical, single stage, shaft-seal, circulating water pump per loop
Design capacity
: 6,15 𝑚3 /second
Design head
: 280 ft (85,3 m)
Design pressure
: 2500 psia (172°𝑏𝑎𝑟)
Design temperature
: 343 ℃
Suction temperature at full power: 292 ℃ Motor type
: AC Induction
Motor voltage
: 6.600 Volt
Casing diameter
: 196 cm 77
Overall height
: 8,5 m
Operating speed
: 1189 rpm
Ambitient temperature
: 49 ℃
Turbin Uap Contoh Spesifikasi turbin uap adalah Name and type
: Siemens steam turbine SST-800
Power output
: Up to 250 MW, 50 or 60 Hz
Turbine speed
: 3000 rpm
Inlet steam pressure
: Up to 165 Bar
Inlet steam temperature : Up to 565 ℃ Uncontrolled extractions : Up to 7, at various pressure levels Controlled extractions
: Pressure, up to 72 Bar/1044 psi
Length
: 20 m
Width
: 8,5 m
Height
:6m
Gambar 3.13. Siemens SGen5-100A-2P Series Sumber:
http://www.energy.siemens.com/hq/en/fossilpowergeneration/generators/sgen-
100a-2p-series.htm
78
Generator Sinkron Spesifikasi generator adalah Name and type
: Siemens SGen5-100A-2P Series
Frequency
: 50 Hz
Generator speed
: 3000 rpm
Power factor
: Designed for 0,8
Apparent power
: Up to 320 MVA
Efficiency
: Up to 98,94%
Terminal voltage
: 6,3 kV to 20 kV
79
3. 9 Daftar Pustaka 1.
Brennen, Christopher E., An Introduction to Nuclear Power Generation. Dankat Publishing Company, California Institut of Technology, 2006.
2.
pengenalan PLTN, Pusat Diseminasi Iptek Nuklir (2009)
3.
http://www.batan.go.id/index.php/publikasi/artikelnuklir/113 -membelah-massa-menuai-energi-prinsip-dasar-pembangkitlistrik-tenaga-nuklir (Diakses tanggal 10 mei 2015)
4.
http://www.siemens.com
5.
Werlin. S. Nainggolan, Teori Dan Penyelesaian Thermodinamika, Penerbit Armico,Bandung, 1978
6.
Dibyo, Sukmanto, Studi Karakteristik Pressurizer Pada PWR
7.
http://www.batan.go.id/gunber/2012/2012-1214%20suarapembaruan_Harga%20listrik%20dari%20pltn%20 diklaim%20murah.PDF (Diakses tanggal 19 Mei 2015)
8.
Nasrullah, Mochamad, 2011, Analisis Komparasi Ekonomi PLTN dan PLTU Batubara Untuk Bangka Belitung, BATAN.
9.
Menteri PPN. 2014. Daftar proyek strategis infrastruktur bersama menkoperekonomian. (online), (http://www.bappenas.go.id/berita-dan-siaran-pers/menterippn-bahas-
daftar-proyek-strategis-infrastruktur-bersama-
menko-perekonomian/), diakses 17 mei 2015. 10. LELAND, B., ANTHONY, T., Engineering Economy, Fifth Edition, McGraw-Hill, 2002 11. BATAN & KHNP, Report on the Joint Study for Program Preparation & Planning of the NPP Development in Indonesia (Phase I), Seoul, Korea, 2004
80
4 Pembangkit Listrik Tenaga Gas 4.1. Pengertian Umum Pembangkitan adalah proses produksi tenaga listrik yang dilakukan dalam pusat-pusat tenaga listrik atau sentral-sentral dengan menggunakan generator. PLTG adalah salah satu jenis pembangkit listrik yang menggunakan turbin gas sebagai prime mover-nya dengan gas sebagai fluida kerjanya. Dibandingkan dengan pembangkit listrik lainnya turbin gas merupakan pembangkit sederhana yang terdiri atas empat komponen utama yaitu kompresor, ruang bakar, turbin gas dan generator. Seperti juga PLTU, PLTN, turbin gas merupakan mesin dengan proses pengoperasian dalam (internal combustion). Bahan bakar berupa minyak atau gas alam dibakar di dalam ruang pembakaran (combustor). Udara yang memasuki kompresor setelah mengalami tekanan bersamasama dengan bahan bakar disemprotkan ke ruang pembakaran untuk melakukan proses pembakaran untuk menghasilkan gas. Gas panas ini berfungsi sebagai fluida kerja yang memutar roda turbin gas bersudu yang terkopel dengan generator kemudian mengubah energi mekanis menjadi energi listrik, seperti terlihat pada Gambar 4.1. PLTG merupakan mesin bebas getaran, tidak terdapat bagian mesin yang bergerak translasi (bolak-balik). Temperatur turbin gas (900 - 1.300 °C) jauh lebih tinggi dari pada jenis turbin yang lain. Efesiensi konversi thermalnya mencapai 20%-30%. PLTG berfungsi memikul beban puncak karena waktu starting yang relatif singkat. Pada
gambar
4.1
berikut,
diperlihatkan
konsep
dasar
pembangkitan dengan sistem PLTG. Udara masuk ke dalam kompressor untuk dinaikkan tekanannya menjadi kurang lebih 13 kg/cm2 kemudian 81
udara tekan tersebut dialirkan menuju ruang bakar. Apabila digunakan BBG (Bahan Bakar Gas) maka gas dapat langsung dicampur dengan udara tekan tadi untuk dibakar. Tetapi bila digunakan BBM (Bahan Bakar Minyak), maka BBM tersebut harus dijadikan kabut terlebih dahulu baru dicampur dengan udara tekan untuk selanjutnya dibakar. Teknik mencampur bahan bakar dengan udara dalam ruang bakar sangat berpengaruh pada efisiensi pembakaran. Pembakaran bahan bakar dalam ruang bakar menghasilkan gas bersuhu tinggi sampai kira-kira 900 - 1.300oC dengan tekanan 13 kg/cm2.Gas hasil pembakaran ini kemudian dialirkan menuju turbine untuk disemprotkan kepada sudu-sudu turbine sehingga energi gas dikonversikan menjadi energi mekanik pada poros turbin gas. Energi mekanik pada poros digunakan untuk memutar generator yang pada akhirnya menghasilkan energi listrik. Karena pembakaran yang terjadi pada sistem turbin gas mencapai suhu 1.300 oC maka sudu-sudu turbin dan porosnya perlu didinginkan dengan udara atau hidrogen. Suhu yang tinggi inilah yang merupakan sebab utama timbul ke-ausan apabila unit PLTG di start-stop.
Gambar 4.1 Diagram PLTG 4.2. Bahan Bakar PLTG 4.2.1 Gas Alam Natural gas atau gas alam merupakan komponen paling yang vital dalam hal suplai energy, dikarenakan karakteristiknya yang bersih, aman, dan paling efisien dibandingkan dengan sumber energi lain. Karakteristik 82
lain dari gas alam pada keadaan murni antara lain tidak berwarna, tidak berbentuk, dan tidak berbau. Selain itu, tidak seperti bahan bakar fosil lainnya, gas alam mampu menghasilkan pembakaran yang bersih dan hampir tidak menghasilkan emisi buangan yang dapat merusak lingkungan. Gas alam merupakan suatu campuran yang mudah terbakar yang tersusun atas gas gas hidrokarbon, yang utamanya terdiri dari metana. Gas alam juga dapat mengandung etana, propane, butane, pentane dan juga gas-gas yang mengandung sulfur. Komposisi pada gas alam bervariasi. Tabel 4.1 Kandungan Gas Alam Metana
CH4
70-90%
Etana
C2H6
Propana
C3H9
Butana
C4H10
Karbon dioksida
CO2
0-8%
Oksigen
O2
0-0.2%
Nitrogen
N2
0-5%
Hidrogen Sulfida
H2S
0-5%
Rare Gas
A, He, Ne, Xe
trace
0-20%
Berdasarkan gambar 4.2 di atas, dapat dilihat bahwa gas alam dapat dimanfaatkan di berbagai sektor. Selain berdasarkan sektor-sektor seperti dijelaskan di atas, secara garis besar pemanfaatan gas alam dibagi atas 3 kelompok, yaitu: a.
Gas alam sebagai bahan bakar, antara lain sebagai bahan bakar pembangkit listrik, bahan bakar industri, bahan bakar kendaraan bermotor, dsb.
b.
Gas alam sebagai bahan baku, antara lain bahan baku plastik, bahan baku pabrik pupuk, petrokimia, metanol, dsb. 83
c.
Gas alam sebagai komoditas energi untuk ekspor, yakni LNG.
Gambar 4.2 Pemanfaatan gas alam di berbagai sektor Khusus untuk pembangkitan energi listrik, penggunaan gas alam makin populer, karena mampu menghasilkan pembakaran yang bersih dan juga harganya tidak terlalu mahal. Berbeda dengan batubara yang merupakan bahan bakar yang paling murah, namun juga merupakan yang paling kotor dan menghasilkan level polusi yang tinggi terhadap lingkungan di sekitarnya. 4.2.2 Minyak Bumi Bahan bakar fosil yang paling penting berasal dari minyak bumi, yang merupakan minyak alami yang ditemukan di bawah tanah. Hal ini tidak banyak digunakan dalam keadaan aslinya tetapi dibuat menjadi bahan bakar seperti bensin, parafin, minyak tanah, minyak menguap dan minyak diesel. Ini diperoleh melalui proses yang disebut distilasi. Benzole adalah bahan bakar cair seperti bensin diperoleh jika dibuat menjadi gas. Bahan bakar yang disebut gas alam, sering ditemukan di mana ada minyak bumi, adalah senyawa hidrogen dan karbon yang dikenal sebagai metana. Gas alam ditemukan di bawah Laut Utara pada tahun 1965, dan menyediakan sekitar setengah dari kebutuhan gas ke Inggris. Uranium 84
yang digunakan dalam nuklir dalam reaktor nuklir disebut “bahan bakar” meskipun proses ini tidak salah satu dari pembakaran. Sebuah sel bahan bakar hidrogen yang menggabungkan dengan oksigen dengan cara yang mengubah reaksi kimia adalah sama seperti jika ada pembakaran. Minyak adalah salah satu bahan bakar fosil yang paling umum digunakan. Kata itu berarti “minyak batu”. Minyak dan produk-produknya sangat bermanfaat dalam kehidupan saat ini. Produk ini termasuk bahan bakar motor, minyak tanah, minyak diesel, lilin dll. bensin tentu saja digunakan dalam kendaraan bermotor. Minyak tanah digunakan dalam lampu minyak, traktor pertanian, jet mesin pesawat dll. Di desa-desa, minyak tanah memiliki penggunaan yang sangat penting. Minyak Diesel digunakan dalam mesin diesel bus, traktor, truk, kapal dan lebih banyak kendaraan yang menggunakannya. Pelumas juga dibuat dari produk sampingan dari minyak bumi. Hal ini diperlukan untuk membuat mesin apapun berjalan lancar dan mudah. Bitumen digunakan dalam aspal dan untuk pemeriksaan air. 4.3. Prinsip Kerja PLTG Secara garis besar urutan kerja dari proses operasi PLTG adalah sebagai berikut : 1. Proses starting Pada proses start awal untuk memutar turbin menggunakan mesin diesel sampai putaran poros turbine/compressor mencapai putaran 3.400 rpm maka secara otomatis diesel dilepas dan akan berhenti. 2. Proses kompressi Udara dari luar kemudian dihisap melalui air inlet oleh kompresor dan masuk ke ruang bakar dengan cara dikabutkan bersama bahan bakar lewat nozzle secara terus menerus dengan kecepatan tinggi.
85
3. Transformasi energi thermis ke mekanik. Kemudian udara dan bahan bakar dikabutkan ke dalam ruang bakar diberi pengapian (ignition) oleh busi (spark plug) pada saat permulaan pembakaran. Pembakaran seterusnya terjadi terus menerus dan hasil pembakarannya berupa gas bertemperatur dan bertekanan tinggi dialirkan ke dalam cakram melalui sudu-sudu yang kemudian diubah menjadi tenaga mekanis pada perputaran porosnya. 4. Transformasi energi mekanik ke energi listrik. Poros turbin berputar hingga 5.100 rpm, yang sekaligus memutar poros generator sehingga menghasilkan tenaga listrik. Putaran turbin 5.100 rpm diturunkan oleh load gear menjadi 3.000 rpm, dan kecepatan putaran turbin ini digunakan untuk memutar generator. Udara luar yang masuk kompresor, dan dimanfaatkan hingga pada sisi keluarannya menghasilkan tekanan yang cukup tinggi. Bersama dengan udara yang bertekanan tinggi, bahan bakar diolah terus dan hasil dari pembakaran tersebut dengan suatu kecepatan yang tinggi mengalir dengan perantaraan transition piece menuju nozzle dan sudu - sudu turbin dan pada akhirnya keluar melalui exhaust dan dibuang ke udara bebas. 4.4 Kelemahan dan Keunggulan PLTG Dari segi operasi, unit PLTG tergolong unit yang masa startnya singkat yaitu sekitar 15 ~ 30 menit dan umumnya dapat distart tanpa pasokan daya listrik dari luar, karena menggunakan mesin diesel sebagai penggerak awalnya.(Diesel engine motor start). Dari segi pemeliharaan, unit PLTG mempunyai selang waktu pemeliharaan (time between overhaul) yang pendek yaitu sekitar 4000 ~ 5000 jam operasi. Selain ukuran jam operasi juga dapat dipakai jumlah start-stop sebagai acuan dalam penentuan waktu overhaul. Jadi walaupun belum mencapai 5000 jam operasi tetapi telah mencapai 300 kali start-stop maka unit PLTG tersebut sudah harus di-inspeksi untuk pemeliharaan. Dalam proses 86
inspeksi, hal-hal yang perlu diperhatikan adalah bagian-bagian yang terkena aliran gas hasil pembakaran yang suhunya bisa mencapai 1.300 oC seperti ruang bakar, saluran gas panas (hot-gas-path) dan juga sudusudu turbin. Bagian-bagian ini umumnya mengalami kerusakan (retak) sehingga perlu dilas atau diganti bila perlu. Proses start-stop akan mempercepat proses kerusakan/ keretakan karena proses start-stop menyebabkan proses pemuaian dan pengerutan yang tidak kecil pada bagian-bagian yang disebutkan di atas. Hal ini disebabkan sewaktu unit PLTG dingin suhunya sama dengan suhu ruangan yaitu sekitar 300C namun pada saat beroperasi suhunya dapat mencapai hingga 1.300 oC, demikian pula sebaliknya. Pada saat unit PLTG shut-down, porosnya harus tetap diputar secara perlahan untuk menghindari terjadinya pembengkokan pada poros hingga suhunya dianggap cukup aman untuk itu.
Gambar 4.3 Skema Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (combined cycle) Unit PLTG umumnya merupakan unit pembangkit dengan efisiensi yang paling rendah, yaitu sekitar 15 ~ 25 % saja. PLTG di Indonesia menerapkan sistem terbuka, berbeda dengan di negara yang memiliki temperatur yang dingin, gas buang dari PLTG dapat 87
dimanfaatkan sebagai penghangat ruangan. Di Indonesia PLTG dapat diterapkan menggunakan sistem tertutup, dimana gas buang PLTG di manfaatkan untuk memanaskan air pada unit pembangkit PLTU pembangkit jenis ini disebut PLTGU seperti terlihat pada Gambar 4.3. Sementara ini sedang dikembangkan penggunaan Aero Derivative Gas Turbine yaitu turbin gas pesawat terbang yang dimodifikasi menjadi turbin penggerak generator. Hal ini dilakukan karena untuk daya output yang sama diperoleh dimensi yang lebih kecil. 4.5 Perencanaan Teknik PLTG Perencanaan teknik PLTG lebih banyak mengikut pada standard produk dari pabrik dibanding dengan perencanaan teknik pembangkit lainnya, karena umumnya unit PLTG berbentuk compact system. Namun demikian masih ada beberapa hal yang perlu direncanakan antara lain : a.
Bahan bakar yang akan digunakan apakah gas atau minyak, bagaimana supply dan transportasinya.
b.
Instalasi penyimpanan bahan bakar, khususnya dalam hal kebocoran dan kebakaran.
c.
Pondasi unit pembangkit.
d.
Instalasi tegangan tinggi dan tegangan rendah serta battery.
e.
Starting method, black start atau perlu electric feeding dari luar.
Bagian-Bagian Utama PLTG: 1. Turbin Gas Saluran udara masuk : saluran ini dilengkapi dengan saringan penangkap bintik-bintik air dan debu. Tujuannya untuk menghindari korosi pada sudu sudu compressor yang diakibatkan oleh bintik bintik air dan debu yang terkandung pada udara masuk ke saluran.
88
2. Kompresor Alat yang digunakan untuk mengkompresikan udara dengan jumlah yang besar untuk keperluan pembakaran, pendinginan dan lainlain. 3. Ruang Bakar (Combustor) Bagian-bagian yang menunjang proses pembakaran pada ruang bakar antara lain sistem penyalaan, flame detector dan cross fire tube. Dari hasil pembakaran bahan bakar, gas panas yang dihasilkan digunakan untuk menggerakkan turbin. Turbin : bagian yang terpenting dari perangkat PLTG, turbin merupakan perangkat yang mengkonversikan energi panas dari hasil pembakaran di ruang bakar yang bertemperatur dan bertekanan tinggi ke suatu energi yang baru yaitu energi mekanik. 4. Saluran gas buang Suatu bagian dari sistem turbine, dimana gas yang telah dipergunakan untuk memutar poros turbin dan kemudian dibuang pada atmosfer udara 5. Bantalan Unit turbin gas menggunakan Journal bearing dan Thrust bearing sebagai bantalan. Fungsi bagian ini untuk menunjang rotor turbin sebagai penghubung rotor dan stator turbin. 6. Load Gear
Gambar 4.4 Turbin Gas pada PLTG 89
Load Gear, disebut juga Reduction Gear atau Load Coupling untuk mengurangi kecepatan turbin menjadi kecepatan yang dibutuhkan oleh Generator. Load Gear Westinghouse dimanfaatkan untuk penggerak pompa bahan bakar dan pelumas. 7. Generator Konstruksi generator sinkron terdiri dari : a.
Stator adalah bagian dari generator yang diam dan berbentuk silinder
b.
Rotor adalah bagian dari generator yang berputar dan berbentuk silinder.
c.
Celah udara adalah ruangan antara rotor dan stator.
Konstruksi stator terdiri dari : a.
Kerangka atau gandar dari besi tuang untuk menyangga inti jangkar.
b.
Inti jangkar dari besi lunak/baja silikon.
c.
Alur/parit/slot dan gigi tempat meletakkan belitan (kumparan) berbentuk alur terbuka dan setengah tertutup.
d.
Belitan jangkar terbuat dari tembaga yang diletakkan pada alur. Siklus Turbin Gas Sesuai dengan teori, bahwa turbine gas mengikuti siklus Brayton,.
Pada siklus yang sederhana, proses pembakaran atau proses pembuangan gas bekas terjadi pada tekanan konstan sedangkan proses kompresi dan expansi terjadi secara kontinyu. Gambar 4.3 berikut menunjukkan proses secara sistematis dan berlangsung kontinu.
Gambar 4.5 Siklus Brayton 90
Dari siklus Brayton dapat dijelaskan lebih lanjut sebagai berikut : Pada titik 1 udara dihisap masuk kedalam compressor supaya terjadi pemampatan udara sehingga udara tersebut bertekanan tinggi. Udara bertekanan tinggi tersebut dialirkan ke titik 2 dan dicampur dengan bahan bakar di dalam ruang bakar (Combustion chamber). Hasil dari pembakaran tersebut gas panas yang bertekanan tinggi dialirkan ke titik 3, untuk selanjutnya menuju turbin dan memutar rotor turbin, kemudian gas panas tersebut dikeluarkan ke titik 4 (exhaust).
Gambar 4.6 Bagian utama sebuah turbin gas 4.6. Kendali Daya pada PLTG 4.6.1. Pengaturan Tegangan Pada umumnya
beban
generator tidak konstan.Hal ini
menyebabkan tegangan pembangkit juga berubah besarnya.Agar tegangan pada pembangkit mengikuti perubahan beban luar maka 91
tegangan generator harus diatur.Pengaturan tersebut pada prinsipnya dengan mengatur besar kecilnya arus penguat generator. Untuk mengatur tegangan generator (dengan arus penguat) secara otomatis dapat dilakukan dengan pengatur tegangan otomatis. 4.6.2. Pengaturan Frekuensi (MW) Tujuan pengaturan frekuensi adalah untuk mempertahankan agar pembangkitan daya aktif selalu sama dengan beban. Untuk mempertahankan frekuensi dalam batas toleransi yang diperbolehkan, penyediaan/pembangkitan daya aktif dalam sistem harus sesuai dengan kebutuhan pelanggan atas daya aktif, harus selalu sesuai dengan beban daya aktif.Pengaturan ini dilakukan dengan menambah atau mengurangi jumlah energi primer (bahan bakar), dan dilakukan pada governor. 4.6.3. Pengaturan Daya Reaktif (MVAR) Tujuan dari pengaturan daya reaktif adalah untuk memenuhi kebutuhan akan daya reaktif dari sistem. Daya reaktif diperlukan guna memperbaiki cos Ø dari sistem serta mengurangi loses dari sistem.Pengaturan daya reaktif diatur melalui arus eksitasi dengan menaikkan tegangan sumber eksitasi. 4.7. Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar PLTG Data - Data Generator
92
Pout
400 MW (470KVA)
Tegangan Terminal (Vt)
18 KV
Putaran (ns)
3000 RPM
Efisiensi (Ƞ)
95 %
Frekuensi (f)
50 Hz
Power Factor (PF)
0,85
Temperatur Stator
120o C
Pendingin
Udara Turbin
Putaran
5210 RPM
Turbin Stage
5
Compressor Stage
21
Inlet Filter
900
Bahan Bakar
Gas Alam
Jumlah Burner
72 Diesel Start
Rating/RPM
2200 Motor Starter
Jenis/Type
TWIN DISC
Load Gear Ratio
1 : 2,37
Data generator PoutG
: daya output generator
PinG
: daya input generator
p
: jumlah kutub
Vt
: tegangan terminal (volt)
Ns
: putaran sinkrun (rpm)
G
: efisiensi generator (%)
F
: frekuensi (Hz)
Cos φ
: power faktor
Turbin gas PinT
: daya input generator (MW)
NT
: putaran turbin (rpm)
T
: efisiensi turbin (%) 93
Load Gear Kecepatan turbin : kecepatan generator
= 5120 : 3000
Load gear
= 1 : 2,37
Perhitungan Siklus Brayton Data input pada PLTG gas alam Rasio tekanan P1 & P2
: 19,2
Temperatur udara lingkungan ( T1)
: 30C = 303 K
Temperatur gas buang (T4)
: 900 K
Konstanta Adiabatik ()
: 1,4 untuk udara
Tekanan saringan udara masuk kompresor (pf) : 0,01 Bar Laju aliran masa udara (mudara)
: 869 kg/sec
Rugi2 tekanan pada ruang bakar
: 2-3%
Perhitungan Dengan Siklus Brayton Data input pada PLTG Ta = Temperatur Lingkungan (30°) Ta = 30 + 273 K Ta = 303 K P1 = Pa – Pf P1 = 1.013 – 0.01 P1 = 1.003 bar Suhu keluar saringan udara T1 = 307 [1.003/1.013]1.4-1/1.4 T1 = 302.14 K Suhu pada ruang bakar T3 = [P3/P4] k-1/k x T4 T3 =[18.82/1.013] 1.4-1/1.4 x 900 k T3 = 2896.32 K Tekanan udara keluar kompressor P2 = Rp x P1 94
P2 = 19.2 x 1.003 P2 = 19.257 bar Suhu yang keluar dari kompressor T2/T1 = [P2/P1] k-1/k T2 = [Rp] 1.4-1/1.4 T2 = 702.85 K P3 (tekanan pada ruang bakar) P3 = P2 - ∆Pb P3 =19.256 – (0.03 x 19.257) P3 = 18.82 bar Kerja kompresor aktual : Wc = Cp (T2 - T1) = 1,005 Kj/(Kg.K) x (702,85ºK – 302,14º K) = 402,71 Kj/Kg Kerja turbin aktual : WT = Cp (T3 – T4) = 1,005 Kg/(Kg.K) x (2896,32º K – 900º K) = 2006,3 Kj/Kg Kerja bersih sistem aktual : Wnet = WT – Wc = 2006,3 – 402,71 Kj/Kg = 1603,59 Kj/Kg Panas masuk sistem aktual : Qin = Cp (T3 – T2) = 1,005 Kj/(Kg.K) x (2892,32ºK – 702,85º K) = 2200,417 K Panas keluar sistem aktual : Qout = Cp (T4 – T1) = 1,005 Kj/(Kg.K) x (900ºK – 302,14º K) = 600,85K 95
Efisiensi termal siklus brayton : ɳ TH
= =
Wnet Qin
%
1603,59 2200,417
%
= 0,728 % Menghitung kebutuhan gas per jam
𝑃 𝑖𝑛 𝑇
1 𝑡𝑜𝑛 = 12.547 𝑘𝑊 ℎ 421.000 𝑘𝑊 = = 539.811 𝑘𝑊 0,78
Banyaknya gas yang digunakan untuk pembakaran: 1 𝑡𝑜𝑛 539.811 𝑘𝑊 43 𝑡𝑜𝑛 𝑃 𝑖𝑛 𝑇 ( )= = ℎ 12.547 𝑘𝑊 ℎ Tabel 4. 2 Persamaan untuk acuan beberapa besaran - besaran Equivalences typical reference values 1
1 kWh
0,860 Mcal
2
1 cal
4,1868 Joules
3
1 tonne of oil
10 000 Mcal
4
1 tonne of coal
7 000 Mcal
5
1 tonne of natural gas
10 790 Mcal
Electricity equivalent of 1 tonne of fuel 1
1 tonne of oil
11 628 kWh
2
1 tonne of coal
8 140 kWh
3
1 tonne of natural gas
12 547 kWh
4.8 Perhitungan biaya pembangkitan PLTG dengan bahan bakar gas alam 𝑉=
96
𝑚 43.000 𝑘𝑔 = = 59.972 𝑚3 𝜌 0,717 𝑘𝑔/𝑚3
1 Mmbtu
= 29,41 liter
1 US $
= Rp. 13.000,-
1 Mmbtu
= 2,6 Dollar
Biaya pembangkitan per jam : 59.972 = 2039,17 × 2,6 = $ 5.301,84 𝑈𝑆𝐷 29,41 Bila pembangkit beroperasi 5 jam per hari, jadi : $ 5.301,84 𝑈𝑆𝐷 × 5 = $ 26.509,21 𝑈𝑆𝐷 Untuk 1bulan (30 hari) : $ 26.509,21 𝑈𝑆𝐷 × 30 = $ 795.276,43 𝑈𝑆𝐷 Keterangan simbol: Pout G
= Daya Output Generator (MVA)
Pin G
= Daya Input Generator (MW)
Pole
= Jumlah Kutub
Vt
= Tegangan Terminal (KV)
Ns
= Putaran Generator Sinkron (rpm)
G
= Effisiensi Generator Sinkron (%)
Cos φ
= Faktor Daya
Pin T
= Daya Input Turbin (MW)
Nt
= Putaran Turbin (rpm)
T
= Effisiensi Turbin (%)
P1
= Tekanan Udara Pada Kompresor (bar)
P2
= Tekanan Udara Keluar Kompressor (bar)
P3
= Tekanan Pada Ruang Bakar (bar)
Pa
= Tekanan Barometer (bar)
Pf
= Tekanan Pada Saringan Masuk Kompresor (bar)
Ta
= Temperatur Lingkungan (K)
T1
= Suhu Keluar Saringan Udara (K)
T2
= Suhu yang Keluar dari Kompressor (K)
T3
= Suhu Pada Ruang Bakar (K)
T4
= Temperatur gas buang (K)
Wc
= Kerja kompresor actual (Kj/Kg) 97
98
WT
= Kerja turbin actual (Kj/Kg)
Wnet
= Kerja bersih sistem actual (Kj/Kg)
Qin
= Panas masuk sistem actual (K)
Qout
= Panas keluar sistem actual (K)
ɳ TH
= Efisiensi termal siklus brayton (%)
4.9 Daftar Pustaka 1.
Spath, Pamela L., Mann, Margaret K., Life Cycle Assessment of a Natural Gas Combined-Cycle Power Generation System. National Renewable Energy Laboratory, Golde, Colorado, 2000.
2.
http://www.academia.edu/3587197/Pembangkit_Listrik_Tenag a_Gas_PLTG_Ujung_ Pandang
3.
http://repository.usu.ac.id/bitstream/123456789/44838/4/Ch apter%20II.pdf
4.
http://kliksma.com/2014/10/pengertian-dan-contoh-bahanbakar-fosil-batubara.html
5.
http://www.academia.edu/9958113/contoh_bab_II
6.
http://id.scribd.com/doc/259753144/Prinsip-KerjaPLTGU#scribd
7.
http://repository.usu.ac.id/bitstream/123456789/38152/4/Ch apter%20II.pdf
8.
http://repository.usu.ac.id/bitstream/123456789/21267/3/Ch apter%20III-VI.pdf
99
Bagian II Pembangkit Tenaga Listrik Jenis Energi Terbarukan Renewable Energy (Bab 5 s/d 9)
100
5 Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Energi geothermal adalah salah satu bentuk energi primer yang terkandung di dalam bumi. Kalor alami di dalam bumi telah tersimpan selama ribuan tahun dalam bentuk gunung berapi, aliran lava, sumber air panas, dan geyser. Bumi dikatakan terbentuk dari sejumlah massa cairan dan gas, yang 5 – 10% nya adalah steam (uap). Sejalan dengan mencairnya fluida, dengan kehilangan panas pada permukaannya, sebuah lapisan luar padat terbentuk dan steam terkondensasi membentuk lautan dan danau di atas lapisan tersebut. Lapisan ini tebalnya sekitar 32 km. Di bawah lapisan itu, magma cair masih dalam proses pendinginan. Gerakkan
getaran
bumi
pada
awal
periode
Cenizioc
menyebabkan magma semakin mendekat ke permukaan bumi di sejumlah tempat dan lapisannya patah serta membuka. Magma panas didekat permukaan kemudian memunculkan gunung – gunung berapi yang aktif, sumber air panas, dan geyser yang mengandung air. Hal ini juga mengakibatkan steam menerobos lewat retakan yang disebut fumarol. Gambar 4.1 menggambarkan struktur geologi daerah panas bumi menunjukkan sistem geothermal yang umum. Magma panas di dekat permukaan memadat menjadi batuan igneous (batuan vulkanik). Kalor magma dikonduksikan melalui batuan ini. Air tanah yang menemukan jalannya melalui retakkan akan dipanasi oleh panasnya batuan dengan percampuran antara gas panas dan steam yang keluar dari magma. Air yang telah dipanasi kemudian akan naik dengan konveksi ke batuan berpori dan permeable di atas lapisan atas batuan igneous. 101
Reservoir ini ditutup oleh lapisan batuan padat yang memerangkap air panas panas di dalam reservoir. Batuan padat ini bagaimanapun memiliki retakkan yang berfungsi sebagai katup pada boiler raksasa. Katup ini tampak di permukaan sebagai geyser, fumarol, atau sumber air panas. Sebuah sumur mengalirkan steam dari retakkan untuk kemudian digunakan di pembangkit listrik tenaga panas bumi. Dapat dilihat bahwa uap geothermal terdiri ats dua macam yaitu yang dibentuk dari magma (magmatic steam) dan yang dibentuk dari air tanah yang dipanasi oleh magma (meteoritic steam).
Gambar 5.1 Struktur Geologi Daerah Panas Bumi 5.1 Energi Panas Bumi Energi geothermal merupakan sumber energi terbarukan berupa energi panas (thermal) yang dihasilkan dan disimpan di dalam inti bumi. Istilah geothermal berakar dari bahasa Yunani dimana kata, “geo”, berarti bumi dan, “thermos”, berarti panas, menjadi geothermal yang juga sering disebut panas bumi. Energi panas di inti bumi sebagian besar berasal dari peluruhan radioaktif dari berbagai mineral di dalam inti bumi. Energi 102
geothermal merupakan sumber energi bersih bila dibandingkan dengan bahan bakar fosil karena sumur geothermal melepaskan sangat sedikit gas rumah kaca yang terperangkap jauh di dalam inti bumi, ini dapat diabaikan bila dibandingkan dengan jumlah gas rumah kaca yang dilepaskan oleh pembakaran bahan bakar fosil. Potensi energi geothermal di dalam inti bumi, lebih dari kebutuhan energi dunia saat ini. Namun, sangat sedikit dari total energi panas bumi yang dimanfaatkan pada skala global karena dengan teknologi saat ini hanya daerah di dekat batas-batas tektonik yang menguntungkan untuk dieksploitasi. Pembangkit listrik geothermal saat ini beroperasi di 24 negara di seluruh dunia, dan negara yang terbesar di dunia dalam hal kapasitas instalasi energi panas bumi adalah Amerika Serikat. Pada tahun 2010 Amerika Serikat memiliki 77 pembangkit listrik tenaga panas bumi yang memproduksi lebih dari 3000 MW. Energi Panas Bumi di Indonesia Di Indonesia usaha pencarian sumber energi panas bumi pertama kali dilakukan di daerah Kawah Kamojang pada tahun 1917. Pada tahun 1926 hingga tahun 1929 lima sumur eksplorasi dibor dimana sampai saat ini salah satu dari sumur tersebut, yaitu sumur KMJ‐3 masih memproduksikan uap panas kering atau dry steam. Pecahnya perang dunia dan perang kemerdekaan Indonesia mungkin merupakan salah satu alasan dihentikannya kegiatan eksplorasi di daerah tersebut. Kegiatan eksplorasi panas bumi di Indonesia baru dilakukan secara luas pada tahun 1972. Direktorat Vulkanologi dan Pertamina, dengan bantuan Pemerintah Perancis dan New Zealand melakukan survey pendahuluan di seluruh wilayah Indonesia. Dari hasil survey dilaporkan bahwa di Indonesia terdapat 217 prospek panas bumi, yaitu di sepanjang jalur vulkanik mulai dari bagian barat Sumatera, terus ke Pulau Jawa, Bali, Nusa Tenggara dan kemudian membelok ke arah utara melalui 103
Maluku dan Sulawesi. Survey yang dilakukan selanjutnya telah berhasil menemukan beberapa daerah prospek baru sehingga jumlahnya meningkat menjadi 256 prospek, yaitu 84 prospek di Sumatera, 76 prospek di Jawa, 51 prospek di Sulawesi, 21 prospek di Nusa Tenggara, 3 prospek di Irian, 15 prospek di Maluku dan 5 prospek di Kalimantan. Sistem panas bumi di Indonesia umumnya merupakan sistem hidrothermal yang mempunyai temperatur tinggi (>225˚C), hanya beberapa diantaranya yang mempunyai temperatur sedang (150 ‐ 225˚C). Terjadinya sumber energi panas bumi di Indonesia serta karakteristiknya dijelaskan oleh Budihardi (1998) sebagai berikut. Ada tiga lempengan yang berinteraksi di Indonesia, yaitu lempeng Pasifik, lempeng India‐Australia dan lempeng Eurasia. Tumbukan yang terjadi antara ketiga lempeng tektonik tersebut telah memberikan peranan yang sangat penting bagi terbentuknya sumber energi panas bumi di Indonesia. Lempeng Tektonik Di Indonesia Tumbukan antara lempeng India‐Australia di sebelah selatan dan lempeng Eurasia di sebelah utara mengasilkan zona penunjaman (subduksi) di kedalaman 160 ‐ 210 km di bawah Pulau Jawa ‐ Nusa Tenggara dan di kedalaman sekitar 100 km (Rocks et. al, 1982) di bawah Pulau Sumatera. Hal ini menyebabkan proses magmatisasi di bawah Pulau Sumatera lebih dangkal dibandingkan dengan di bawah Pulau Jawa atau Nusa Tenggara. Karena perbedaan kedalaman jenis magma yang dihasilkannya berbeda. Pada kedalaman yang lebih besar jenis magma yang dihasilkan akan lebih bersifat basa dan lebih cair dengan kandungan gas magmatik yang lebih tinggi sehingga menghasilkan erupsi gunung api yang lebih kuat yang pada akhirnya akan menghasilkan endapan vulkanik yang lebih tebal dan terhampar luas. Oleh karena itu, reservoir panas bumi di Pulau Jawa umumnya lebih dalam dan menempati batuan
104
vulkanik, sedangkan reservoir panas bumi di Sumatera terdapat di dalam batuan sedimen dan ditemukan pada kedalaman yang lebih dangkal. Plate Tectonic Processes Sistem panas bumi di Pulau Sumatera umumnya berkaitan dengan kegiatan gunung api andesitis-riolitis yang disebabkan oleh sumber magma yang bersifat lebih asam dan lebih kental, sedangkan di Pulau Jawa, Nusa Tenggara dan Sulawesi umumnya berasosiasi dengan kegiatan vulkanik bersifat andesitis‐basaltis dengan sumber magma yang lebih cair. Karakteristik geologi untuk daerah panas bumi di ujung utara Pulau Sulawesi memperlihatkan kesamaan karakteristik dengan di Pulau Jawa. Akibat dari sistem penunjaman yang berbeda, tekanan atau kompresi yang dihasilkan oleh tumbukan miring (oblique) antara lempeng India‐Australia dan lempeng Eurasia menghasilkan sesar regional yang memanjang sepanjang Pulau Sumatera yang merupakan sarana bagi kemunculan sumber-sumber panas bumi yang berkaitan dengan gunung‐gunung api muda. Lebih lanjut dapat disimpulkan bahwa sistem panas bumi di Pulau Sumatera umumnya lebih dikontrol oleh sistem patahan regional yang terkait dengan sistim sesar Sumatera, sedangkan di Jawa sampai Sulawesi, sistem panas buminya lebih dikontrol oleh sistem pensesaran yang bersifat lokal dan oleh sistem depresi kaldera yang terbentuk karena pemindahan masa batuan bawah permukaan pada saat letusan gunung api yang intensif dan ekstensif. Reservoir panas bumi di Sumatera umumnya menempati batuan sedimen yang telah mengalami beberapa kali deformasi tektonik atau pensesaran setidak‐tidaknya sejak Tersier sampai Resen. Hal ini menyebabkan terbentuknya porositas atau permeabilitas sekunder pada batuan sedimen yang dominan yang pada akhirnya menghasilkan permeabilitas reservoir panas bumi yang besar, lebih besar dibandingkan
105
dengan permeabilitas reservoir pada lapangan‐lapangan panas bumi di Pulau Jawa ataupun di Sulawesi. Sistem Hidrothermal Sistem panas bumi di Indonesia umumnya merupakan sistem hidrothermal yang mempunyai temperatur tinggi (>225˚C), hanya beberapa diantaranya yang mempunyai temperature sedang (150‐225˚C). Pada dasarnya sistem panas bumi jenis hidrothermal terbentuk sebagai hasil perpindahan panas dari suatu sumber panas ke sekelilingnya yang terjadi secara konduksi dan secara konveksi. Perpindahan panas secara konduksi terjadi melalui batuan, sedangkan perpindahan panas secara konveksi terjadi karena adanya kontak antara air dengan suatu sumber panas.
Gambar 5.2 Sistem Hidrothermal Perpindahan panas secara konveksi pada dasarnya terjadi karena gaya apung (bouyancy). Air karena gaya gravitasi selalu mempunyai kecenderungan untuk bergerak ke bawah, akan tetapi apabila air tersebut 106
kontak dengan suatu sumber panas maka akan terjadi perpindahan panas sehingga temperatur air menjadi lebih tinggi dan air menjadi lebih ringan. Keadaan ini menyebabkan air yang lebih panas bergerak ke atas dan air yang lebih dingin bergerak turun ke bawah, sehingga terjadi sirkulasi air atau arus konveksi. Adanya suatu sistem hidrothermal di bawah permukaan sering kali ditunjukkan oleh adanya manifestasi panas bumi di permukaan (geothermal surface manifestation), seperti mata air panas, kubangan lumpur panas (mud pools), geyser dan manifestasi panas bumi lainnya, dimana beberapa diantaranya, yaitu mata air panas, kolam air panas sering dimanfaatkan oleh masyarakat setempat untuk mandi, berendam, mencuci, masak dll. Manifestasi panas bumi di permukaan diperkirakan terjadi karena adanya perambatan panas dari bawah permukaan atau karena adanya rekahan-rekahan yang memungkinkan fluida panas bumi (uap dan air panas) mengalir ke permukaan. Manifestasi Panas Bumi di Permukaan Berdasarkan pada jenis fluida produksi dan jenis kandungan fluida utamanya, sistem hidrotermal dibedakan menjadi dua, yaitu sistem satu fasa atau sistem dua fasa. Sistem dua fasa dapat merupakan sistem dominasi air atau sistem dominasi uap. Sistem dominasi uap merupakan sistem yang sangat jarang dijumpai dimana reservoir panas buminya mempunyai kandungan fasa uap yang lebih dominan dibandingkan dengan fasa airnya. Rekahan umumnya terisi oleh uap dan pori‐pori batuan masih menyimpan air. Reservoir air panasnya umumnya terletak jauh di kedalaman di bawah reservoir dominasi uapnya. Sistem dominasi air merupakan sistem panas bumi yang umum terdapat di dunia dimana reservoirnya mempunyai kandungan air yang sangat dominan walaupun “boiling” sering terjadi pada bagian atas reservoir membentuk lapisan penudung uap yang mempunyai 107
temperature dan tekanan tinggi. Dibandingkan dengan temperatur reservoir minyak, temperatur reservoir panas bumi relatif sangat tinggi, bisa mencapai 3500C. Berdasarkan pada besarnya temperatur, Hochstein (1990) membedakan sistem panas bumi menjadi tiga, yaitu: 1.
Sistem panas bumi bertemperatur rendah, yaitu suatu sistem yang reservoirnya mengandung fluida dengan temperatur lebih kecil dari 125˚C.
2.
Sistem/reservoir bertemperatur sedang, yaitu suatu sistem yang reservoirnya mengandung fluida bertemperatur antara 125˚C dan 225˚C.
3.
Sistem/reservoir bertemperatur tinggi, yaitu suatu sistem yang reservoirnya mengandung fluida bertemperatur di atas 225˚C. Sistem panas bumi sering kali juga diklasifikasikan berdasarkan
entalpi fluida yaitu sistem entalpi rendah, sedang dan tinggi. Kriteria yang digunakan
sebagai
dasar
klasifikasi
pada
kenyataannya
tidak
berdasarkan pada harga entalpi, akan tetapi berdasarkan pada temperatur mengingat entalpi adalah fungsi dari temperatur. Pada tabel di bawah ini ditunjukkan klasifikasi sistem panas bumi yang biasa digunakan. Tabel 5.1 Klasifikasi Sistem Panas Bumi
Sistem panasbumi Entalphi rendah Sistem panasbumi Entalphi sedang Sistem panasbumi Entalphi tinggi
108
Muffer &
Benderiter &
Haenel, Rybach &
Hochestein
Cataldi (1978)
Cormy (1990)
Stegna (1988)
(1990)
< 90˚C
150˚C
>225˚C
5.2 Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Sistim panas bumi di Indonesia umumnya merupakan sistim hidrothermal yang mempunyai temperatur tinggi (>225˚C), hanya beberapa diantaranya
yang mempunyai temperatur sedang (150 -
225˚C). Pengalaman dari lapangan – lapangan panas bumi yang telah dikembangkan di dunia maupun di Indonesia menunjukkan bahwa sistem panas bumi bertemperatur tinggi dan sedang sangat potensial bila diusahakan untuk pembangkit listrik. Potensi sumber daya panas bumi Indonesia sangat besar, yaitu sekitar 27.500 MW, sekitar 30 – 40 % potensi panas bumi dunia
Gambar 5.3 Perbandingan diagram PLTU dan PLTPB 109
Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP) pada prinsipnya s ama seperti Pembangkitan Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya pada PLT U uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panasbumi. Apabila fluida di kepala sumur berupa fasa uap, maka uap tersebut
dapat
dialirkan
langsung
ke
turbin,
dan
kemudian
turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang a kan memutar generator sehingga dihasilkan energi listrik. Apabila fluida panas bumi keluar dari kepala sumur sebagai campuran fluida dua fasa (fasa uap dan fasa cair) maka terlebih dahulu dilakukan proses pemisahan pada fluida. Hal ini dimungkinkan dengan melewatkan fluida ke dalam separator, sehingga fasa uap akan terpisahkan dari fasa cairnya. Fasa uap yang dihasilkan dari separator inilah yang kemudian dialirkan ke turbin.
Gambar 5.4 Siklus tertutup fluida panas bumi Apabila sumber daya panasbumi mempunyai temperatur sedang, fluida panas bumi masih dapat dimanfaatkan untuk pembangkit listrik 110
dengan menggunakan pembangkit listrik siklus binari (binary plant). Dalam siklus pembangkit ini, fluida sekunder ((isobutane, isopentane or ammonia) dipanasi oleh fluida panasbumi melalui mesin penukar kalor atau heat exchanger. Fluida sekunder menguap pada temperatur lebih rendah dari temperatur titik didih air pada tekanan yang sama. Fluida sekunder mengalir ke turbin dan setelah dimanfaatkan dikondensasikan sebelum dipanaskan kembali oleh fluida panas bumi. Siklus tertutup dimana fluida panas bumi tidak diambil masanya, tetapi hanya panasnya saja yang diekstraksi oleh fluida kedua, sementara fluida panas bumi diinjeksikan kembali kedalam reservoir.
Gambar 5.5 Diagram Sederhana PLT Panas Bumi Energi panas bumi yang ada di Indonesia pada saat ini dapat dikelompokkan menjadi: 1. Energi Panas Bumi “Uap Basah” Pembangkit tipe ini adalah yang pertama kali ada. Pada tipe ini uap panas (steam) langsung diarahkan ke turbin dan mengaktifkan generator untuk bekerja menghasilkan listrik. Sisa panas yang datang dari 111
production well dialirkan kembali ke dalam reservoir melalui injection well. Pembangkit tipe tertua ini per-tama kali digunakan di Lardarello, Italia, pada 1904 dimana saat ini masih berfungsi dengan baik. Di Amerika Serikat pun dry steam power masih digunakan seperti yang ada di Geysers, California Utara.
Gambar 5.6 Dry System Power Plant 2. Energi Panas Bumi “Air Panas” Panas bumi yang berupa fluida misalnya air panas alam (hot spring) di atas suhu 175˚C dapat digunakan sebagai sumber pembangkit Flash Steam Power Plants. Fluida panas tersebut dialirkan kedalam tangki flash yang tekanannya lebih rendah sehingga terjadi uap panas secara cepat. Uap panas yang disebut dengan flash inilah yang menggerakkan turbin untuk mengaktifkan generator yang kemudian menghasil-kan listrik. Sisa panas yang tidak terpakai ma-suk kembali ke reservoir melalui injection well. Contoh dari Flash Steam Power Plants adalah Cal-Energy Navy I flash geothermal power plants di Coso Geothermal field, California, USA.
112
Gambar 5.7 Flash System Power Plant 3. Energi Panas Bumi “Batuan Panas”
Gambar 5.8 Binary Cycle Power Plant BCPP menggunakan teknologi yang berbeda dengan kedua teknologi sebelumnya yaitu dry steam dan flash steam. Pada BCPP air panas atau uap panas yang berasal dari sumur produksi (production well) tidak pernah menyentuh turbin. Air panas bumi digunakan untuk 113
memanaskan apa yang disebut dengan working fluid pada heat exchanger. Working fluid kemudian menjadi panas dan menghasilkan uap berupa flash. Uap yang dihasilkan di heat exchanger tadi lalu dialirkan untuk memutar turbin dan selanjutnya menggerakkan genera-tor untuk menghasilkan sumber daya listrik. Uap panas yang dihasilkan di heat exchanger inilah yang disebut sebagai secondary (binary) fluid. Binary Cycle Power Plants ini sebetulnya merupakan sistem tertutup. Jadi tidak ada yang dilepas ke atmosfer. Keunggulan dari BCPP ialah dapat dioperasikan pada suhu rendah yaitu 90-175˚C. Contoh pene-rapan teknologi tipe BCPP ini ada di Mammoth Pacific Binary Geo-thermal Power Plants di Casa Diablo geothermal field, USA. Diperkirakan pembangkit listrik panas bumi BCPP akan semakin banyak digunakan dimasa yang akan datang. 5.3. Prinsip Kerja Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Gambar 5.9 Flow Diagram Prinsip Kerja PLTP Kamojang a. Uap di supply dari sumur produksi melalui sistem transmisi uap yang kemudian masuk ke dalam Steam Receiving Header sebagai media pengumpul uap. Steam Receiving Header dilengkapi dengan Rupture 114
Disc yang berfungsi sebagai pengaman terakhir unit .Bila terjadi tekanan berlebih (over pressure) di dalam Steam Receiving maka uap akan dibuang melaluiVent Structure.Vent Structure berfungsi untuk warming-up di pipe line ketika akan start unit dan sebagai katup pengaman yang akan membuang tekanan bila sudden trip terjadi. b. Dari Steam Receiving Header uap kemudian dialirkan ke Separator (Cyclone Type) yang berfungsi untuk memisahkan uap (pure steam) dari benda-benda asing seperti partikel berat (Sodium, Potasium, Calsium, Silika, Boron, Amonia, Fluordll). c. Kemudian uap masuk ke Demister yang berfungsi untuk memisahkan moisture yang terkandung dalam uap, sehingga diharapkan uap bersih yang akan masuk ke dalam Turbin. d. Uap masuk ke dalam Turbin sehingga terjadi konversi energi dari Energi Kalor yang terkandung dalam uap menjadi Energi Kinetik yang diterima oleh sudu-sudu Turbin. Turbin yang dikopel dengan generator akan menyebabkan generatkut berputar saat turbin berputar sehingga terjadi konversi dari Energi Kinetik menjadi Energi Mekanik. e. Generator berputar menghasilkan Energi Listrik (Electricity) f. Exhaust Steam (uap bekas) dari Turbin dikondensasikan di dalam Condensor dengan sistem Jet Spray (Direct Contact Condensor). g. NCG (Non Condensable Gas) yang masuk kedalam Condensor dihisap oleh First Ejectorkemudian masuk ke Intercondensor sebagai media pendingin dan penangkap NCG. Setelah dari Intercondensor, NCG dihisap lagi oleh Second Ejector masuk ke dalam Aftercondensor sebagai media pendingin dan kemudian dibuang ke atmosfir melalui Cooling Tower. h. Dari Condensor air hasil condensasi dialirkan oleh Main Cooling Water Pump masuk ke Cooling Tower. Selanjutnya air hasil pendinginan dari Cooling Tower uap kering disirkulasikan kembali ke dalam Condensor sebagai media pendingin. 115
i. Primary Cooling System disamping sebagai pendingin Secondary Cooling System juga mengisi air pendingin ke Intercondensor dan Aftercondensor. j. Overflow dari Cold Basin Cooling Tower akan ditampung untuk kepentingan Reinjection Pump. k. River Make-Up Pump beroperasi hanya saat akan mengisi Basin Cooling Tower. 5.4. Peralatan pada Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi 1.
Kepala Sumur dan Valve Seperti halnya sumur-sumur minyak dan gas, di sumur panas
bumi juga dipasang beberapa Valve (katup) untuk mengatur aliran fluida. Valve-valve tsb ada yang dipasang di atas atau di dalam sebuah lubang yang dibeton (Concrete cellar). Disamping itu biasanya dilengkapi juga oleh Bleed Valve, yaitu valve untuk menyemburkan ke udara dengan laju aliran sangat kecil (bleeding), saat sumur tidak diproduktifkan. Fluida perlu dikeluarkan dengan laju alir sangat kecil agar sumur tetap panas dan gas tidak terjebak di dalam sumur, dan juga untuk menghindari terjadinya thermal shock atau perubahan panas secara tiba-tiba yang disebabkan karena pemanasan atau pendinginan mendadak dapat dihindarkan. Disamping itu ada juga yang dilengkapi dengan Ball Floatt Valve yang merupakan Valve pengaman dari kemungkinan terbawanya air ke dalam aliran pipa uap. Bila ada air yang terbawa, bola akan naik dan menghentikanaliran. Kenaikkan tekanan akan menyebabkan Bursting Disc pecah dan mengalihkan aliran ke Silincer. Valve pada Kepala Sumur PLTP 2.
Steam Receiving Header Steam Receiving Header adalah stasiun pengumpul uap dari
beberapa sumur produksi sebelum uap tersebut dialirkan menuju turbin.
116
3.
Vent Structure Merupakan bangunan pelepas uap dengan peredam suara. Vent
structure terbuat dari beton bertulang berbentuk bak persegi panjang, bagian bawahnya disekat dan bagian atasnya diberi tumpukan batu agar pada saat pelepasan uap ke udaratidak mencemari lingkungan. Dengan menggunakan nozzle diffuser maka getaran dan kebisingan dapatdiredam. Vent structure dilengkapi dengan katup – katup pengatur yang system kerjanya pneumatic. Udara bertekanan yang digunakan untuk membuka untuk membuka dan menutup katup diperoleh dari dua buah kompresor yang terdapat di dalam rumah vent structure. Pengoperasian vent structure dapat dioperasikan dengan cara manual ataupun otomatis (system remote) yang dapat dilakukan dari panel ruangan kontrol (control room). Adapun fungsi dari vent structure adalah sebagai berikut: a.
Sebagai pengatur tekanan ( agar tekanan uap masuk turbin selalu konstan),
b.
Sebagai pengaman yang akan membuang uap bilaterjadi tekanan lebih di steam receiving header,
c.
Membuang kelebihan uap jika terjadi penurunan beban atau unit stop
4.
Separator Separator berfungsi untuk memisahkan uap dari air yang
bercampur dalam aliran dua fasa. Separator yang mempunyai effisiensi yang tinggi adalah jenis Cyclone, dimana aliran uap yang masuk dari arah samping dan berputar menimbulkan gaya sentrifugal. Air akan terlempar ke dinding, sedangkan uap akan mengisi bagian tengah pipa, dan mengalir keatas. Uap yang keluar dari separator jenis ini mempuyai tingkat kekeringan (dryness) yang sangat tinggi, lebih dari 99%. Effisiensi dari jenis ini akan berkurang bila kecepatan masuk lebih dari 50 m/detik.
117
5.
Demister Demister adalah peralatan yang berfungsi untuk menangkap
butiran butiran air yang masih terkandung di dalam uap sesaat sebelum uap tersebut memasuki turbin. Sehingga demister dipasang tidak jauh dari turbin uap. 6.
Silincer Silincer merupakan silinder yang didalamnya diberi suatu pelapis
untuk mengendapkan suara dan bagian atasnya terbuka. Fluida dari sumur yang akan disemburkan untuk dibuang, akan menimbulkan kebisingan yang luar biasa hingga dapat memekakkan telinga dan bahkan bila tanpa perlindungan telinga, dapat menyebabkan rusaknya pendengaran. Maka diperlukan Silencer untuk mengurangi kebisingan dan biasanya juga mengontrol aliran fluida yang akan dibuang.Apabila fluida dari sumur berupa uap kering, silincer yang digunakan biasanya berupa lubang yang diisi dengan batuan yang mempunyai ukuran dan bentuk beragam. 7.
Turbin Turbin adalah suatu mesin penggerak, yang menggunakan energi
dari fluida kerja (uap) untuk menggerakkan / memutar sudu-sudu turbin. Sudu – sudu turbin ini memutar poros, poros karena dikopling dengan generator, maka akan menggerakkan generator yang akan menghasilkan listrik. Pada dasarnya dikenal 2 jenis turbin : a.
Turbin dengan tekanan keluaran sama dengan tekanan udara luar (Atmospheric Exhaust / Back Pressure Turbine) atau disebut juga turbin tanpa condenser. Pada jenis ini uap keluar dari turbin langsung dibuang ke udara.
b.
Turbin dengan condenser (Condensing unit Turbine). Pada jenis ini uap keluar dari turbin dikondensasikan lagi menjadi air di condenser.
118
8.
Generator Generator adalah sebuah alat yang berfungsi untuk merubah
energi mekanik putaran poros turbin menjadi energi listrik. PLTP kamojang mempergunakan generator jenis hubung langsung dan didinginkan dengan air, memiliki 2 kutub, 3 fasa, 50 Hz dengan putaran 3000 rpm. System penguatan yang digunakan adalah rotating brushless type AC dengan rectifier, sedangkan tegangannya diatur dengan automatic voltage regulator (AVR). Kemampuan generator maksimum untuk unit 1 adalah 30 MW, sedangkan untuk unit 2 dan 3 adalah 55 MW. Generator akan menghasilkan energi listrik bolak balik sebesar 11,8 kV ketika turbin yang berputar dengan putaran 3000 rpm mengkopel terhadap
generator.
Perputaran
pada
generator
tersebut
akan
menghasilkan perpotongan gaya gerak magnet yang menghasilkan energi listrik. 9.
Kondensor Fungsi kondensor adalah untuk mengkondensasikan uap
menjadi air dengan cara membuat kondisi vakum di dalam bejana (kondensor). Proses terjadinya vakum dengan cara thermodinamika bukan cara mekanik. Fluida yang keluar dari turbin masuk ke condenser sebagian besar adalah uap bercampur dengan air dingin, di kondensor akan mencapai kesetimbangan massa dan energi.Pada volume yang sama, air akan mempunyai massa ratusan kali lipat dibandingkan dengan uap. Sehingga jika uap dalam massa tertentu mengisi seluruh ruangan dalam kondensor, kemudian disemprotkan air maka uap akan menyusut volumenya, karena sebagian atau seluruhnya berubah menjadi air (tergantung jumlah air yang disemprotkan) yang memiliki volume jauh lebih kecil. Akibat penyusutan volume uap dalam kondensor inilah akan mengakibatkan kondisi ruangan dalam kondensro menjadi vakum.
119
10. Main cooling water-pump Main cooling water-pump adalah pompa yang bertugas untuk memompakan air kondensat dari kondensor menuju ke menara pendingin. 11. Main Cooling Tower Fungsi dari menara pendingin adalah menurunkan temperatur air kondensat yang keluar dari kondensor. Air kondensat yang telah diturunkan temperaturnya ini sebagian akan dikembalikan ke kondensor untuk emngkondensasikan fluida berikutnya dan sebagian lagi akan dialirkan ke sumur injeksi untuk dikembalikan ke dalam perut bumi. Menara pendingin terdapat dua jenis yaitu Mechanical Draft Cooling Tower dan Natural Draught Cooling Tower. Pada Mechanical Draft Cooling Tower, air panas dari kondensor disemprotkan pada strukutur kayu berlapis yang disebutt fill. Udara yang dilewatkan pada bagian bawah fill dan air jatuh dari bagian atasfill. Ketika air mengalir melawati rangkaian fill tersebut, maka perpindahan panas akan terjadi dari air ke udara. Ciri khas dari menara pendingin jenis ini adalah terdapatnya kipas angin (fan) di bagian atas menara yang kecepatannya dapat diatur sesuai dengan kondisi udara diluar dan beban dari turbin. Fungsi dari fan ini adalah mengatur aliran udara pendingin. Natural Draught Cooling Tower adalah menara pendingin yang bekerja dengan prnsip hamper sama dengan Mechanical Draft Cooling Tower, hanya saja aliran udara pendingin pada Natural Draught Cooling Tower tidak berasal dari fan, aliran udara pendingin pada menara pendingin jenis ini terjadi sebagai akibat dari bentuk fisik menara yang berbentuk corong tinggi terbuka ke atas. Saat ini Mechanical Draft Cooling Tower lebih umum digunakan dibandingkan Natural Draught Cooling Tower.
120
12. Reinjection Pump Reinjection pump adalah pompa yang digunakan untuk mngalirkan air hasil pemisahan dan air kondensat kembali ke dalam perut bumi. 13. Gas Extraction Untuk menjaga agar kondisi di dalam kondensor tetap vacuum, maka Non Condensable Gas (NCG) harus dikeluarkan dari kondensor, dengan cara dihisap oleh Ejector . Pemanfaatan Energi Panas Bumi bagi kehidupan, antara lain; 1.
Air dan uap panas yang keluar ke permukaan bumi dapat dimanfaatkan secara langsung sebagai pemanas. Selain bermanfaat sebagai pemanas, panas bumi dapat dimanfaatkan sebagai tenaga pembangkit listrik. Air panas alami bila bercampur dengan udara akan menimbulkan uap panas (steam). Air panas dan uap inilah yang kemudian dimanfaatkan sebagai sumber pembangkit tenaga listrik. Agar panas bumi dapat dikonversi menjadi energi listrik maka diperlukan pembangkit (power plants). Reservoir panas bumi biasanya diklasifikasikan ke dalam dua golongan yaitu yang bersuhu rendah (150ºC). Yang dapat digunakan untuk sumber pembangkit tenaga listrik dan dikomersialkan adalah yang masuk kategori high temperature. Namun dengan perkembangan teknologi, sumber panas bumi dengan kategori low temperature juga dapat digunakan asalkan suhunya melebihi 50ºC. Pembangkit listrik dari panas bumi dapat beroperasi pada suhu yang relatif rendah yaitu berkisar antara 50 s/d 250ºC (PLTP Kamojang).
2.
Selain untuk tenaga listrik, panas bumi dapat langsung dimanfaatkan untuk kegiatan usaha pemanfaatan energi dan atau fluidanya, misalnya dimanfaatkan dalam dunia agroindustri. Sifat panas bumi 121
sebagai energi terbarukan menjamin kehandalan operasional pembangkit karena fluida panas bumi sebagai sumber tenaga yang digunakan sebagai penggeraknya akan selalu tersedia dan tidak akan mengalami penurunan jumlah. Pada sektor lingkungan, berdirinya pembangkit panas bumi tidak akan mempengaruhi persediaan air tanah di daerah tersebut karena sisa buangan air disuntikkan ke bumi dengan kedalaman yang jauh dari lapisan aliran air tanah. Limbah yang dihasilkan juga hanya berupa air sehingga tidak mengotori udara dan merusak atmosfer. Kebersihan lingkungan sekitar pembangkit pun tetap terjaga karena pengoperasiannya tidak memerlukan bahan bakar, tidak seperti pembangkit listrik tenaga lain yang memiliki gas buangan berbahaya akibat pembakaran. Di sektor pariwisata, keberadaan panas bumi seperti air panas maupun uap panas menjadi daya tarik tersendiri untuk mendatangkan orang. Tempat pemandian air panas di Cipanas, Ciateur, mapun hutan taman wisata cagar alam Kamojang menjadi tempat tujuan bagi orang untuk berwisata. 3.
Selain diamanfaatkan pada sektor pariwisata Energi Panas Bumi juga dapat dimanfaatkan untuk Pengeringan. Energi panas bumi dapat digunakan secara langsung (teknologi sederhana) untuk proses pengeringan terhadap hasil pertanian, perkebunan dan perikanan dengan proses yang tidak terlalu sulit. Air panas yang berasal dari mata air panas atau sumur produksi panas bumi pada suhu yang cukup tinggi dialirkan melalui suatu heat exchanger, yang kemudian memanaskan ruangan pengering yang dibuat khusus untuk pengeringan hasil pertanian.
122
Kelebihan dan kekurangan Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Kelebihan PLTPB 1.
Bersih PLTPB tidak membakar bahan bakar untuk menghasilkan uap
panas guna memutar turbin serta menghemat pemanfaatan bahan bakar fosil yang tidak bisa diperbaharui. Kita mengurangi emisi yang merusak atmosfir kita. 2.
Tidak boros lahan Area yang diperlukan untuk membangun PLTPB ukurannya per MW
lebih kecil dibandingkan hampir semua jenis pembangkit lain. 3.
Dapat diandalkan PLTPB dirancang untuk beroperasi 24 jam sehari sepanjang
tahun. Suatu pembangkit listrik geothermal terletak diatas sumber bahan bakarnya. Hal ini membuat resisten terhadap hambatan penghasilan listrik yang diakibatkan oleh cuaca dan bencana alam yang bisa mengganggu transportasi bahan bakar. 4.
Fleksibel Suatu PLTPB bisa memiliki rancangan moduler, dengan
tambahan dipasang sebagai peningkatan yang diperlukan untuk memenuhi permintaan listrik yang meningkat. 5.
Mengurangi pengeluaran Uang tidak perlu dikeluarkan untuk mengimpor bahan bakar
untuk PLTPB, selalu terdapat dimana pembangkit itu berada. 6.
Pembangunan PLTPB dilokasi terpencil bisa miningkatkan
standar kualitas hidup dengan cara membawa listrik ke orang yang bertempat tinggal jauh dari sentra populasi listrik. Dengan ratifikasi “kyoto protocol” menunjukkan komitmen negara maju terkait global warming untuk insentif atau carbon credit terhadap pembangunan (clean development mechanism) berdasarkan seberapa besar pengurangan CO2 dibandingkan dengan base line yang telah ditetapkan. 123
Kekurangan PLTPB 1.
PLTPB dibangun didaerah lapang panas bumi dimana terdapat banyak sumber air panas atau uap yang mengeluarkan gas H2S. Kandungan ini bersifat korosif yang menyebabkan peralatan mesin maupun listrik berkarat.
2.
Ancaman akan adanya hujan asam.
3.
Penurunan stabilitas tanah yang akan berakibat pada bahaya erosi dan akan mempengaruhi pada kegiatan operasional.
4.
Menyusut dan menurunnya debit maupun kualitas sumber mata air tanah maupun danau-danau di sekitar area pembangunan yang akan menyebabkan gangguan pada kehidupan biota perairan dan menurunkan kemampuan tanah untuk menahan air.
5.
Berubahnya tata guna lahan, perubahan dan ancaman kebakaran hutan dimana diperlukan waktu antara 30 - 50 tahun untuk mengembalikan fungsi hutan lindung seperti semula.
6.
Terganggunya kelimpahan dan keanekaragaman jenis biota air karena diperkirakan akan tercemar zat-zat kimia SO2, CO2, CO, NO2 dan H2S.
5.5. Rumus dan besaran yang digunakan dalam perhitungan Daya Untuk mencari enthalpi separator h2 = U𝑔 + P V𝑔
(5.1)
Untuk menghitung fraksi uap
𝑥2 =
ℎ2 −ℎ𝑓
(5.2)
ℎ𝑓𝑔
Menghitung massa uap turbin High Pressure
𝑚1 = (ℎ
𝑃𝑡ℎ1 3 −ℎ4 )×𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
(5.3)
Menghitung massa uap turbin Low Pressure
𝑚2 = (ℎ 124
𝑃𝑡ℎ2 5 −ℎ6 )×𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
(5.4)
Menghitung daya turbin High Pressure 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 = 𝜂𝑚 × 𝜂𝑡 × (ℎ3 − ℎ4 )
(5.5)
Menghitung daya turbin Low Pressure 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 = 𝜂𝑚 × 𝜂𝑡 × (ℎ5 − ℎ6 )
(5.6)
Hitung Daya Akhir (keluaran generator) 𝑃𝑔 = 𝜂𝑔 × [(𝑚1 × 𝑑𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 ) + (𝑚2 × 𝑑𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 )]
(5.7)
Besaran: ℎ2 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑠𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 ℎ𝑓 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎 𝑐𝑎𝑖𝑟 ℎ𝑔 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎 𝑔𝑎𝑠 ℎ𝑓𝑔 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎 𝑐𝑎𝑚𝑝𝑢𝑟𝑎𝑛 𝑥2 = 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑓𝑟𝑎𝑘𝑠𝑖 𝑢𝑎𝑝 ℎ3 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑢𝑎𝑝 𝑚𝑎𝑠𝑢𝑘 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐻𝑃 ℎ4 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑢𝑎𝑝 𝑘𝑒𝑙𝑢𝑎𝑟 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐻𝑃 ℎ5 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑢𝑎𝑝 𝑚𝑎𝑠𝑢𝑘 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐿𝑃 ℎ6 = 𝑒𝑛𝑡ℎ𝑎𝑙𝑝𝑖 𝑢𝑎𝑝 𝑘𝑒𝑙𝑢𝑎𝑟 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐿𝑃 𝑃𝑡ℎ1 = 𝑑𝑎𝑦𝑎 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐻𝑃 𝑃𝑡ℎ2 = 𝑑𝑎𝑦𝑎 𝑡ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐿𝑃 𝑚1 = 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑢𝑎𝑝 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐻𝑃 𝑚2 = 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑢𝑎𝑝 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝐿𝑃 𝑃𝑔 = 𝑑𝑎𝑦𝑎 𝑎𝑘ℎ𝑖𝑟 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 𝜂𝑚 = 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 𝑚𝑒𝑠𝑖𝑛 𝜂𝑡 = 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 𝜂𝑔 = 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟 Seperti telah diketahui estimasi potensi daya listrik sebesar 100 MW Adapun perincian dengan daya sumur (Pth) 100 MW adalah : 1 Turbin HP (High Pressure) berdaya (Pth1) 65 MW 1 Turbin LP (Low Pressure) berdaya (Pth2) 35 MW 125
Langkah pertama adalah mencari fraksi uap (x 2) pada tubin. Fraksi uap ini merupakan tingkat kebasahan didalam turbin. Untuk mendapatkan nilai (x2) terlebih dahulu harus diketahui nilai dari enthalpi separator (h2), enthalpi fluida gas (hg) dan enthalpi fluida cair (hf) sehingga didapat enthalpi fluida campuran (hfg) dari pengurangan hg - hf Diasumsikan bahwa suhu uap adalah 240 ˚C pada tekanan 32 bar Mencari nilai enthalpi separator (h2) T = 240 ˚C P = 32 bar = 3200000 Pa Dari tabel termodinamika kJ U𝑔 = 2603,1 ⁄𝑘𝑔 3 V𝑔 = 0,059707 m ⁄𝑘𝑔
kJ h𝑓 = 1037,5 ⁄𝑘𝑔 kJ h𝑔 = 2803 ⁄𝑘𝑔 kJ h𝑓𝑔 = 1765,5 ⁄𝑘𝑔 h2 = U𝑔 + P V𝑔 3 kJ h2 = 2603,1 ⁄𝑘𝑔 + (3200000 Pa × 0,059707 m ⁄𝑘𝑔)
kJ J h2 = 2603,1 ⁄𝑘𝑔 + 191062,4 ⁄𝑘𝑔 kJ kJ h2 = 2603,1 ⁄𝑘𝑔 + 191,1 ⁄𝑘𝑔 h2 = 2794,2
kJ ⁄𝑘𝑔
Menghitung fraksi uap (x2) 𝑥2 =
ℎ2 − ℎ𝑓 ℎ𝑓𝑔
𝑥2 =
2794,2 − 1037,5 1765,5
𝑥2 = 0,995 ≈ 1 126
Mencari entalpi uap masuk turbin HP (h3) T = 240 oC P = 32 bar Dari perhitungan didapat h3 = 2812,4
kJ ⁄𝑘𝑔
Mencari enthalpi uap keluar Turbin HP (h4) T = 200 oC P = 15 bar Dari perhitungan didapat h4 = 2792,1
kJ ⁄𝑘𝑔
Mencari Enthalpi uap masuk Turbin LP (h5) T = 200 oC P = 15 bar Dari perhitungan didapat h5 = 2792,1
kJ ⁄𝑘𝑔
Mencari Enthalpi uap keluar Turbin LP (h6) T = 160 oC P = 6 bar Dari perhitungan didapat h6 = 2757,4
kJ ⁄𝑘𝑔
Setelah diperoleh nilai enthalpi uap masuk Turbin HP ( h 3 ), enthalpi uap keluar Turbin HP ( h4 ), enthalpi uap masuk Turbin LP ( h5 ) dan enthalpi uap keluar Turbin LP ( h6 ) maka dapat dihitung massa uap Turbin HP dan massa uap Turbin LP Menghitung massa uap turbin HP 𝑚1 =
𝑃𝑡ℎ1 (ℎ3 − ℎ4 ) × 𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 127
𝑚1 =
65000 (2812,4 − 2792,1 ) × 0,9
𝑚1 = 3557,7 𝑘𝑔 Menghitung massa uap turbin LP 𝑚2 =
𝑃𝑡ℎ2 (ℎ5 − ℎ6 ) × 𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛
𝑚2 =
35000 (2792,1 − 2757,4) × 0.9
𝑚2 = 1120,7 𝑘𝑔 Menghitung daya Turbin HP dan daya Turbin LP 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 = 𝜂𝑚 × 𝜂𝑡 × (ℎ3 − ℎ4 ) 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 = 0,98 × 0,90 × (2812,4 − 2792,1) 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 = 17,9 𝑘𝐽/𝑘𝑔 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 = 𝜂𝑚 × 𝜂𝑡 × (ℎ5 − ℎ6 ) 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 = 0,98 × 0.90 × (2792,1 − 2757,4) 𝐷𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 = 30,6 𝑘𝐽/𝑘𝑔 Setelah kedua sisi daya Turbin (Turbin HP dan Turbin LP) didapat maka dilakukan perhitungan daya akhir yaitu keluaran (output) generator sebagai daya akhirnya Hitung Daya Akhir (keluaran generator): 𝑃𝑔 = 𝜂𝑔 × [(𝑚1 × 𝑑𝑎𝑦𝑎𝐻𝑃 ) + (𝑚2 × 𝑑𝑎𝑦𝑎𝐿𝑃 )] 𝑃𝑔 = 0,95 × [(3557,7 × 17,9 ) + (1120,7 × 30,6)] 𝑃𝑔 = 93077,4 𝑘𝑊 𝑃𝑔 = 93,1 𝑀𝑊
128
5.6. Biaya Pembangkitan Biaya modal (Capital Cost) Perhitungan modal tergantung pada besarnya tingkat suku bunga dan umur ekonomis. Nilai tingkat suku bunga (i) yang digunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar per tahun. (n). Perhitungan CRF Nilai tersebut kemudian akan digunakan menghitung CRF (Capital Recovery Factor) dengan memperhitungkan umur pembangkit Suku bunga yang digunakan sebesar 7 % berdasarkan BI rate per 14 April 2015, sehingga CRF adalah: 𝐶𝑅𝐹 =
𝑖(1 + 𝑖)𝑛 0,07(1 + 0,07)25 = = 0,08581 (1 + 𝑖)𝑛 − 1 (1 + 0,07)25 − 1
Biaya pembangunan Biaya pembangunan merupakan biaya investasi pembangkit (US$) dengan kapasitas (kW). Jika biaya investasi pembangkit sebesar 100 juta US$ dan kapasitas pembangkit 100 MW = 100.000 kW, sehingga biaya pembangunan adalah: 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑢𝑛𝑎𝑛 =
𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 100000000 = 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 100000
= 1000 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊 Perhitungan Jumlah Pembangkitan Energi Netto (Cn) 𝐶𝑛 = 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑑𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖𝑡 × 𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖𝑡 × 8760 𝐶𝑛 = 100000 × 0,9 × 8760 = 788400000 𝑊ℎ⁄𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 788,4 𝐺𝑊ℎ⁄𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 Dengan demikian biaya modal atau Capital Cost (CC) dapat dihitung:
129
𝐶𝐶 =
𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑢𝑛𝑎𝑛 × 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖𝑡 × 𝐶𝑅𝐹 𝐶𝑛 =
1000 × 100000 × 0,08581 = 0,0108 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ 788400000
= 1,08 𝑐𝑒𝑛𝑡 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ Biaya Bahan Bakar Karena menggunakan uap panas yang dihasilkan di dalam perut bumi, maka biaya bahan bakar adalah 0 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ Biaya Operasi dan Perawatan Biaya ini diperkirakan sebesar 4% dari total investasi, sehingga O&M cost per kWh adalah: 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 =
4% 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 4000000 = = 0,00507 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ 𝐶𝑛 788400000 = 0,507 𝑐𝑒𝑛𝑡 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ
Biaya Pembangkitan Total TC = CC + FC + O&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 = 1,08 + 0 + 0,507 = 1,587 𝑐𝑒𝑛𝑡 𝑈𝑆$⁄𝑘𝑊ℎ
130
5.7 Daftar Pustaka 1.
DiPippo, Ronald. Geothermal Power Plants. ELSEVIER: University of Massachusetts Dartmouth, North Dartmouth, Massachusetts,2012.
2.
Pembangkit Tenaga Listrik Panas Bumi, dari http://digilib.its.ac.id/public/ITS- Master-17867-2105202010Chapter1-7bab1-pendahuluanpdf.pdf (diakses 12 Mei 2015)
3.
Kyukimura. “Makalah Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi”. 10 Oktober 2014. https://kyukimura2629.wordpress.com/2014/10/09/makalahpembangkit-listrik-tenaga-panas-bumi/
4.
Pangestu, Nugroho.”Makalah Energi Panas Bumi dan Energi Pasang Surut
Laut”. 25 Mei 2014. http://n-
pangestu.blogspot.com/2014/05/makalah-energi-panas-bumigeothermal.html 5.
Husnawalahir. “Pembangkit Tenaga Panas Bumi”. 17 Januari 2012. http://husnawalahir.blogspot.com/2012/01/pembangkit-listriktenaga-panas-bumi.html
6.
Moh. Dikin Adi wena. “Makalah Panas Bumi”. 27 Oktober 2014. http://mohdikinadiwena.blogspot.com/2014/10/makalah-panasbumi.html
7.
Jendela Den Ngabei. “PLTPB”. 13 November 2012. http://jendeladenngabei.blogspot.com/2012/11/pembangkitlistrik-tenaga-panas-bumi.html
8.
Alamendah. “Kelebiohan dan Kekurangan Energi Geothermal”. 27 Oktober 2014. http://alamendah.org/2014/10/27/kelebihan-dankekurangan-energi-geothermal/
9.
Tao Hardon, Sibuea. “Sistem Pembangkitan dan Perlatan PLTP Kamojang”. http://icl.googleusercontent.com/? lite_url=http://sibueamanhattanproject.blogspot.com/2013/06/sist em-pembangkitan-dan-peralatan-pltp.html&ei=l6Pinwht&lc=enID&s=1 131
6 Pembangkit Listrik Tenaga Bayu 6.1. Sejarah Perkembangan Penggunaan Tenaga Angin / Bayu Angin telah dimanfaatkan sebagai sumber listrik selama ribuan tahun untuk keperluan seperti mendorong kapal berlayar, menggiling biji-bijian, memompa air, dan menyalakan mesin pabrik. Turbin angin pertama di dunia yang digunakan untuk menghasilkan listrik dibangun oleh Dane, Poul la Cour, pada tahun 1891. Hal ini menarik untuk dicatat bahwa La Cour menggunakan listrik yang dihasilkan oleh turbin untuk proses elektrolisis air, menghasilkan hidrogen untuk lampu gas di sekolah lokal. Dalam hal ini, kita bisa mengatakan bahwa dia 100 tahun lebih dulu ke masa depan dalam visi untuk abad ke-21. Hal ini termasuk PV dan sistem tenaga angin untuk membuat hidrogen dengan elektrolisis untuk menghasilkan tenaga listrik dalam sel bahan bakar. Di Amerika Serikat sistem angin listrik pertama dibangun pada tahun 1890-an. oleh angkatan 1930-an dan 1940-an, ratusan ribu unit kapasitas kecil, sistem listrik tenaga angin telah digunakan di daerah pedesaan yang belum dilayani oleh jaringan listrik. Pada tahun 1941 salah satu sistem bertenaga angin terbesar yang pernah dibangun beroperasi di Granpa’s Knob di Vermont. Dirancang untuk menghasilkan 1.250 kW dari 175-ft diameter, prop berbilah dua, unit ini dapat bertahan terhadap angin dengan kecepatan 115 mil per jam sebelum secara serempak gagal pada tahun 1945 di 25 mph angin (salah satu yang pisau8-ton pecah dan terlempar sejauh 750 kaki). Ketertarikan berikutnya dalam sistem angin menurun saat jaringan utilitas diperluas dan menjadi lebih handal dan penurunan harga listrik. Guncangan minyak tahun 1970-an, yang meningkatkan kesadaran tentang masalah energi, ditambah dengan insentif keuangan dan 132
peraturan yang cukup besar untuk sistem energi alternatif, hal tersebut merangsang pembaharuan minat terhadap tenaga angin. Dalam satu dekade atau lebih, puluhan produsen memasang ribuan turbin angin baru (sebagian besar di California). Sementara banyak dari mesin-mesin tersebut yang bekerja di luar harapan, kredit pajak dan insentif lainnya untuk memperpendek waktu yang dibutuhkan untuk menyelesaikan teknologi yang terbaik.
Gambar 6.1 Kapasitas tenaga angin terinstall di seluruh dunia Booming tenaga angin di California berumur pendek dan ketika kredit pajak dihentikan pada pertengahan 1980-an, pemasangan mesin baru di Amerika Serikat berhenti hampir sepenuhnya selama satu dekade. Karena sebagian besar dari penjualan tenaga angin dunia, sampai sekitar tahun 1985, berada di Amerika Serikat, penurunan mendadak ini di pasar praktis dihapuskan dari industri di seluruh dunia sampai awal 1990-an. Pengembangan teknologi turbin angin terus dilanjutkan terutama di Denmark, Jerman, Spanyol dan negara-negara yang siap ketika penjualan mulai booming pada pertengahan 1990-an1. Seperti yang ditunjukkan
133
pada Gambar 6.1, kapasitas terpasang turbin angin global telah berkembang lebih dari 25% per tahun. Secara global, negara-negara dengan kapasitas tenaga angin yang paling banyak terpasang ditunjukkan pada Gambar 2.2. Pada tahun 2014, pemimpin dunia adalah China, diikuti oleh Amerika Serikat dan Jerman2.
Gambar 6.2 Total Kapasitas Terpasang di seluruh dunia 6.2. Turbin Angin Turbin angin mengubah energi angin menjadi listrik, dengan menggunakan rotasi pisau turbin dan generator listrik. Biasanya dibangun banyak kincir angin besar untuk menghasilkan listrik di “windmill". Cara kerja dari turbin angin tersebut ditunjukkan pada Gambar 6.3.
134
Secara singkat prosedur cara kerja turbin angin adalah sebagai berikut : Angin dengan kecepatan tertentu (12-20 m/s) berhembus ke arah turbin angin. Angin tersebut memiliki energi kinetik yang dapat memutar turbin angin dengan kecepatan tertentu. Turbin angin yang berputar terhubung ke poros rotor dari generator. Generator mengubah energi mekanik putaran tersebut menjadi energi listrik. Tenaga listrik yang dihasilkan disalurkan ke trafo step-up dan disalurkan ke saluran transmisi atau beban.
Gambar 6.3 Cara Kerja Turbin Angin (PLTB) Pada Gambar 6.4 menunjukkan bagian-bagian penting yang umum ada pada sebuah turbin angin.
Gambar 6.4 Bagian-bagian dari turbin angin3
3
Encyclopedia Britannica, Inc 135
Berikut adalah fungsi dari bagian-bagian penting dalam turbin angin : Anemometer
:Berfungsi mengukur kecepatan dan arah angin.
Controller
:Berfungsi untuk mengontrol bagian-bagian seperti yaw drive, yaw motor, brake, dan lainnya berdasarkan data anemometer.
Gearbox
:Berfungsi
untuk
mengurangi
kecepatan
berlebih pada poros rotor generator. Brake
:Berfungsi
untuk
mengurangi
kecepatan
berlebih pada turbin angin. Yaw Drive dan Yaw Motor
:Untuk mengontrol arah dari turbin angin agar berada pada posisi berhadapan dengan arah angin.
Generator
:Berfungsi untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik.
Gambar 6.5 Turbin angin dengan poros horizontal.
Gambar 6.6 Turbin angin dengan poros vertikal. 136
Selain menghasilkan listrik, kincir angin juga dapat digunakan untuk melakukan pekerjaan fisik. Ada dua jenis turbin angin yang utama yaitu turbin angin poros horizontal dan turbin angin poros vertikal seperti ditunjukkan pada gambar 6.5 dan 6.6 di atas.
137
Turbin angin adalah bagian dari system yag lebih besar. Komponen lainnya dinamakan komponen penyeimbang system/balance of system (BOS) dan ada beberapa jenis tergantung pada jenis system yang diinstalasi. Tiga jenis system energy angin yang utama biasa dibedakan menjadi: 1. Sistem yang terhubung ke jaringan PLN. Jika jaringan PLN sudah ada di daerah tersebut, maka sistem energi angin bias dihubungkan ke jaringan tersebut.
Gambar 6.7 Sistem yang terhubung ke jaringan PLN. 2. Off grid atau sistem sendiri. System tersebut bias beroperasi tanpa topangan eksterior; sangat sesuai untuk penggunaan di daerah terpencil.
138
Gambar 6.8 Off grid atau sisitem sendiri. 3. Sistem Listrik Hybrida.
Gambar 6.9 Sistem Listrik Hibrida Turbin angin sebaiknya digunakan dengan sumber-sumber energi lainnya (PV,Generator diesel). Ini bisa meningkatkan produksi energi listrik dari sistem ini dan menurunkan resiko kekurangan energi. 4 4
Energi Alternatif Selain Photovoltaic, By Achmad R.Akbar,dkk 139
Kebanyakan turbin angin awalnya banyak digunakan untuk menggiling gandum menjadi tepung, maka dinamakan "kincir angin." Tegasnya, oleh karena itu menyebut mesin yang memompa air atau menghasilkan listrik sebagai kincir angin agak keliru. Sebaliknya, orang yang menggunakan lebih akurat, secara terminologi: "generator angin yang didorong," "generator angin," "turbin angin," "generator turbin angin" (WTG), dan "sistem konversi energi angin" (SKEA) semuanya digunakan. Untuk satu tujuan, "turbin angin" akan cukup meskipun sering kita akan berbicara tentang komponen sistem (misalnya, menara, generator, dll) yang jelas bukan merupakan bagian dari turbin. Salah satu cara untuk mengklasifikasikan turbin angin adalah berdasarkan sumbu sekitar pisau turbin berputar. Kebanyakan turbin angin bersumbu horizontal (HAWT), tetapi ada beberapa dengan pisau yang berputar di sekitar sumbu vertikal (VAWT). Contoh kedua jenis ditunjukkan pada Gambar 6.10. Satu-satunya mesin sumbu vertikal yang telah mencapai keberhasilan komersial adalah rotor Darrieus. Dinamai sesuai penemunya insinyur Perancis GM Darrieus, yang pertama kali mengembangkan turbin pada 1920-an. Bentuk pisau adalah hasil dari memegang tali di kedua ujungnya dan berputar di sekitar sumbu vertikal, memberikan tampilan yang tidak seperti pengocok telur raksasa. Pengembangan turbin ini, termasuk mesin diameter 34 m – 500 kW, dilakukan pada tahun 1980 oleh National Laboratories Sandia di Amerika Serikat. Sebuah perusahaan Amerika, FloWind, memproduksi dan menginstal sejumlah turbin angin ini sebelum meninggalkan bisnis pada tahun 1997. Keuntungan utama dari mesin sumbu vertikal, seperti Darrieus rotor, adalah bahwa mereka tidak membutuhkan jenis kontrol yaw untuk menjaga mereka menghadap ke angin. Keuntungan kedua adalah
bahwa
mesin-mesin
berat
yang
terkandung
dalam
nacelle(perumahan sekitar generator, gear box, dan komponen mekanis 140
lainnya) dapat berada di atas tanah, di mana ia dapat di-maintenance dan dioperasikan dengan mudah. Karena alat berat tidak bertengger di atas menara, menara itu sendiri tidak perlu struktur sekuat itu untuk HAWT. Menara ini dapat diringankan lebih jauh ketika kabel yang digunakan baik-baik saja untuk menara yang terletak di darat tetapi tidak untuk instalasi lepas pantai. Pisau pada rotor Darrieus, karena selalu berputar, hampir selalu dalam ketegangan murni, yang berarti bahwa relatif ringan dan murah karena tidak perlu menangani kelenturan konstan yang berhubungan dengan pisau pada mesin sumbu horizontal.
Gambar 6.10. HAWT upwind (a), HAWT downwind (b), VAWT all direction (c) Ada beberapa kelemahan dari turbin sumbu vertikal, salah satu yang paling terlihat adalah bahwa pisau yang relatif dekat dengan tanah di mana Kecepatan angin lebih rendah. Seperti yang akan kita lihat nanti, listrik di tenaga angin meningkat seperti kubus kecepatan sehingga ada insentif yang cukup untuk mendapatkan pisau sampai ke kecepatan angin lebih cepat yang lebih tinggi. Angin dekat permukaan bumi tidak hanya lambat tetapi juga lebih bergolak, yang meningkatkan tekanan pada VAWTs. Akhirnya, saat angin kecepatan rendah, Darrieus rotor memiliki torsi awal yang sangat kecil. Di angin tinggi, ketika daya output harus 141
dikontrol untuk melindungi generator, mereka tidak dapat dibuat untuk menumpahkan angin semudah pitch-controlled pada HAWT. Sementara hampir semua turbin angin adalah tipe sumbu horizontal, masih ada beberapa kontroversi mengenai apakah mesin melawan angin atau mesin melawan arah angin yang terbaik. Sebuah mesin melawan arah angin memiliki keuntungan membiarkan angin itu sendiri mengontrol yaw (gerakan kiri-kanan) sehingga secara alami mengarahkan dirinya sesuai dengan arah angin. Mereka memiliki masalah, namun, dengan efek angin yang membayangi menara. Setiap kali ayunan pisau di belakang menara, dia menemui periode yang mengurangi angin, yang menyebabkan blade mengalami kelenturan. Pelenturan blade ini tidak hanya memiliki potensi untuk menyebabkan
kegagalan
blade
karena
kelelahan,
tetapi
juga
meningkatkan kebisingan blade dan mengurangi output daya. Turbin melawan angin, di sisi lain, memerlukan sistem kontrol yaw yang agak kompleks untuk menjaga pisau menghadap ke angin. Dalam pertukaran untuk menambahkan kompleksitas, bagaimanapun, mesin melawan angin beroperasi lebih lancar dan memberikan pengontrolan yang lebih. Kebanyakan turbin angin modern adalah jenis melawan angin. Keputusan desain lain yang mendasari untuk turbin angin berkaitan dengan jumlah pisau berputar. Mungkin turbin angin paling akrab bagi kebanyakan orang adalah multipleblade, kincir angin pemompa air begitu sering terlihat di peternakan. Mesin ini sangat berbeda dari yang dirancang untuk menghasilkan listrik. Untuk memompa air, kincir angin harus memberikan torsi awal yang tinggi untuk mengatasi berat badan dan gesekan batang pemompa yang bergerak naik dan turun dalam sumur. Mereka juga harus beroperasi di kecepatan angin rendah untuk menyediakan air hampir terus menerus memompa sepanjang tahun.
142
Tenaga Angin Misalkan sepaket udara dengan massa m bergerak dengan kecepatan v, dengan energi kinetik KE, diberikan oleh hubungan sebagai berikut: (6.1) Karena daya adalah energi persatuan waktu, daya diwakili oleh massa udara yang bergerak dengan kecepatan v melalui daerah A akan menjadi:
𝑃𝑜𝑤𝑒𝑟 𝑡𝑟𝑜𝑢𝑔ℎ𝑡 𝑎𝑟𝑒𝑎 𝐴 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑇𝑖𝑚𝑒
1 𝑀𝑎𝑠𝑠
= 2 (𝑇𝑖𝑚𝑒 )𝑣 2
(6.2)
Laju aliran massa m, melalui daerah A, adalah produk dari kerapatan udara ρ, kecepatan v, dan luas penampang A: 𝑀𝑎𝑠𝑠 𝑝𝑎𝑠𝑠𝑖𝑛𝑔 𝑡𝑟𝑜𝑢𝑔ℎ𝑡
(
𝑇𝑖𝑚𝑒
) = 𝑖𝑛 = 𝜌𝐴𝑣
(6.3)
Kombinasi dari persamaan diatas memberikan kita hubungan yang penting: 1
Pw = 2 𝜌𝐴𝑣 3
(6.4)
Dalam unit SI ; Pw adalah daya di angin (watt) ; ρ adalah densitas udara (kg /m3) (di 15◦C dan 1 atm, ρ = 1,225kg/m3) ; A adalah luas penampang melalui mana angin lewat (m2) ; dan v = kecepatan angin normal A (m/s) (konversi yang berguna: 1m/s = 2,237mph). Sebuah plot 6.1 dan tabel dari nilai-nilai ditunjukkan pada tabel 6.1. Perhatikan bahwa daya yang ditunjukkan adalah per-meter persegi penampang, kuantitas yang disebut daya atau daya dalam kepadatan tertentu. Perhatikan bahwa 143
daya dalam angin meningkat sebagai kubus kecepatan angin. Ini berarti, misalnya, bahwa dua kali lipat kecepatan angin meningkatkan daya menjadi delapan kali lipat. Cara lain untuk melihatnya adalah bahwa energi yang terkandung dalam 1 jam 20 mph angin adalah sama seperti yang terkandung dalam 8 jam pada 10 mph, yang sama seperti yang terkandung dalam 64 jam (lebih dari 2 12 hari) dari 5 angin mph. Nanti kita akan melihat bahwa sebagian besar turbin angin bahkan tidak diaktifkan pada angin kecepatan rendah dan (6.1) mengingatkan kita bahwa energi yang hilang bisa diabaikan. Persamaan di atas juga menunjukkan bahwa tenaga angin sebanding dengan luas dari rotor turbin. Untuk turbin konvensional sumbu horizontal, daerah A adalah jelas hanya A = (π / 4) D2, sehingga tenaga angin sebanding dengan kuadrat dari diameter pisau. Menggandakan diameter meningkatkan daya yang tersedia dengan faktor empat. Pengamatan sederhana tersebut membantu menjelaskan skala ekonomi pada turbin angin yang lebih besar. Biaya peningkatan turbin sebanding dengan diameter pisau, tetapi daya sebanding dengan diameter kuadrat, mesin yang lebih besar telah terbukti lebih efektif. Daerah menyapu dari sumbu vertikal rotor Darrieus sedikit lebih rumit untuk diketahui. Salah satu pendekatan ke daerah adalah bahwa sekitar dua pertiga wilayah persegi panjang dengan lebar sama dengan lebar rotor maksimum dan tinggi sama dengan luas vertikal pisau, seperti yang ditunjukkan pada Gambar. 6.11
144
Tabel 6.1 Plot dan tabel power vs windspeed
Gambar 6.11 Luas Penampang rotor dan luas vertical blade Koreksi Temperatur pada Kerapatan Udara Bila data tenaga angin disajikan, sering diasumsikan bahwa kerapatan udara 1,225 kg / m3; yaitu, diasumsikan bahwa suhu udara 15◦C (59◦ F) dan tekanan 1 atmosfer. Dengan menggunakan hukum gas ideal, kita dapat dengan mudah menentukan densitas udara pada kondisi lainnya. PV=nRT
(6.5) 145
Di mana P adalah tekanan absolut (atm), V adalah volume (m3), n adalah massa (mol), R adalah konstanta gas ideal = 8,2056 × 10-5 m3 • atm • K-1 • mol-1, dan T adalah suhu mutlak (K), di mana K = ◦C + 273,15.Satu atmosfer tekanan sama 101,325 kPa (Pa adalah singkatan untuk pascal, di mana 1 Pa = 1 newton / m2). Satu atmosfer juga sama menjadi 14,7 pon per inci persegi (psi), sehingga 1 psi = 6.89 kPa. Akhirnya, 100 kPa disebut bar dan 100 Pa adalah milibar, yang merupakan unit tekanan sering digunakan dalam pekerjaan meteorologi. Jika kita membiarkan MW berdiri untuk berat molekul gas (g / mol), kita dapat menulis ekspresi berikut untuk densitas udara, ρ: 𝑘𝑔
𝜌 (𝑚3 ) =
𝑔 ).10−3 (𝑘𝑔/𝑔) 𝑚𝑜𝑙 𝑉(𝑚3 )
𝑛(𝑚𝑜𝑙).𝑀.𝑊.(
(6.6)
Dengan menggabungkan persamaan di atas memberi kita ekspresi berikut: Tabel 6.2 Kerapatan udara terhadap range temperatur
146
Temperature
Temperature
Density
Density Ratio
(oC)
(oF)
(kg/m3)
(Kr)
-15
5.0
1.368
1.12
-10
14.0
1.342
1.10
-5
23.0
1.317
1.07
32.0
1.293
1.05
5
41.0
1.269
1.04
10
50.0
1.247
1.02
15
59.0
1.225
1.00
20
68.0
1.204
0.98
25
77.0
1.184
0.97
30
86.0
1.165
0.95
35
95.0
1.146
0.94
40
104.0
1.127
0.92
Koreksi Ketinggian pada Kerapatan Udara Densitas udara dan tenaga angin tergantung pada tekanan atmosfer serta suhu. Karena tekanan udara adalah fungsi dari ketinggian, hal ini berguna untuk memiliki faktor koreksi untuk membantu memperkirakan tenaga angin pada level tertentu di atas permukaan laut. Pertimbangkan kolom statis udara dengan penampang A, seperti yang ditunjukkan pada gambar 6.12 sepotong udara horizontal dalam kolom dengan ketebalan dz dan kepadatan ρ akan memiliki massa ρ A dz.
Gambar 6.12 Kolom udara statis untuk menentukan hubungan tekanan udara dan ketinggian Jika tekanan di bagian atas potongan karena berat udara di atas itu adalah P(z +dz), maka tekanan di bagian bawah potongan, P(z), akan menjadi P(z +dz) ditambah beban tambahan persatuan luas irisan sendiri:
𝑃(𝑧) = 𝑃(𝑧 + 𝑑𝑧) +
𝑔𝜌𝐴𝑑𝑧 𝐴
(6.7)
Di mana g adalah konstanta gravitasi 9,806 (m/s 2). Dengan demikian kita dapat menulis tekanan tambahan dP untuk perubahan tambahan di ketinggian dz sebagai :
𝑑𝑃 = 𝑃(𝑧 + 𝑑𝑧) − 𝑃(𝑧) = −𝑔𝜌𝑑𝑧 𝑑𝑃 𝑑𝑧
= −𝜌𝑔
(6.8) (6.9) 147
Kepadatan udara ρ diberikan dalam persamaan diatas itu sendiri merupakan fungsi dari tekanan seperti yang dijelaskan sebelumnya, jadi sekarang bisa ditulis: 𝑑𝑃 𝑑𝑧
= −1.185 𝑥 10−4 𝑃
(6.10)
Untuk hal yang lebih rumit, suhu di seluruh kolom air itu sendiri berubah dengan ketinggian, biasanya pada tingkat sekitar penurunan 6.5◦C per kilometer dalam peningkatan elevasi. Namun, jika kita membuat asumsi menyederhanakan temperatur adalah konstan sepanjang kolom udara,kita dapat dengan mudah memecahkannya dan menunjukkan hanya sedikit error. Mengasumsikan konstanta dan faktor konversi, dengan asumsi 15◦C, memberikan 𝑚 𝑔 𝑘𝑔 9.806 ( 2 ) 𝑥 28.97 ( ) 𝑥 10−3 ( ) 𝑑𝑃 𝑚𝑜𝑙 𝑔 𝑠 = −[ ]𝑥 𝑑𝑧 8.2056 𝑥 10−5 (𝑚3 . 𝑎𝑡𝑚. 𝐾 −1 . 𝑚𝑜𝑙 −1 )𝑥 288.15 𝐾 𝑎𝑡𝑚
(101,325 𝑃𝑎) . ( 𝑑𝑃 𝑑𝑧
1 𝑃𝑎 𝑁 𝑚2
𝑔 𝑀.𝑊.𝑥10−3
= −(
𝑅.𝑇
)(
1𝑁 𝑚
𝑘𝑔. 2 𝑠
(6.11)
).𝑃
(6.12)
).𝑃
Yang memiliki solusi, 𝑃 = 𝑃0 𝑒 −1.185𝑥10
−4 𝐻
= 1(𝑎𝑡𝑚). 𝑒 −1.185𝑥10
−4 𝐻
(6.13)
Dimana P0 adalah tekanan referensi dari 1 atm dan H adalah meter. Tabel 6.3 Fungsi altitude terhadap tekanan udara
148
1
1
200
656
0.977
0.977
400
1312
0.954
0.954
600
1968
0.931
0.931
800
2625
0.910
0.910
1000
3281
0.888
0.888
1200
3937
0.868
0.868
1400
4593
0.847
0.847
1600
5249
0.827
0.827
1800
5905
0.808
0.808
2000
6562
0.789
0.789
2200
7218
0.771
0.771
Pengaruh Tinggi Tower Daya di tenaga angin sebanding dengan kubus dari kecepatan angin, dampak ekonomi dari kenaikan sederhana dari kecepatan angin dapat menjadi signifikan. Salah satu cara agar turbin angin mendapatkan angin yang lebih kuat tinggi adalah untuk meletakkan di menara yang tinggi. Dalam beberapa ratus meter di atas tanah, kecepatan angin sangat dipengaruhi oleh gesekan udara ketika bergerak melintasi permukaan bumi. Permukaan yang halus, seperti laut yang tenang, memberikan sangat sedikit perlawanan, dan variasi kecepatan dengan ketinggian yang sederhana. Pada permukaan lain, angin permukaan diperlambat akibat penyimpangan yang tinggi seperti hutan dan bangunan. Salah satu ekspresi yang sering digunakan untuk menggambarkan dampak dari kekasaran permukaan bumi pada kecepatan angin adalah sebagai berikut: 𝑣
𝐻
𝑣0
𝐻0
( )=( )
𝛼
(6.14)
Dimana v adalah kecepatan angin pada ketinggian H, v0 adalah kecepatan angin pada ketinggian H0 (ketinggian referensi biasanya 10 m) dan α adalah koefisien gesekan. Koefisien gesekan α adalah fungsi dari medan dimana angin bertiup. Tabel 6.4 memberikan beberapa nilai representatif untuk jenis medan yang agak longgar. Sering kali, untuk perkiraan kasar di medan biasanya diawali dengan nilai 1/7 ("satu per tujuh" aturan-of-thumb) digunakan untuk α. Perumusan alternatif lain adalah: 149
𝑣
ln(𝐻/𝑧)
(𝑣0) =
..............................................6.15
ln(𝐻0/𝑧)
Tabel 6.4 Koefisien gesekan terhadap karakteristik permukaan Friction Coefficient Terrain Characteristic
α
Smooth hard graound, calm water
0.10
Tall grass on level ground
0.15
High crops, hedges and shrubs
0.20
Wooded countryside, many trees
0.25
Small town with trees and shurbs
0.30
Large city with tall buildings
0.40
Tabel 6.5 Karakteristik dan klasifikasi permukaan tertentu Roughness
Description
Class
Roughness Legth z(m)
Water surface
0.0002
1
Open areas with a few windbreaks
0.03
2
Farm land with some windbreaks
0.1
more than 1 km apart 3
Urban districts and farm land with
0.4
many windbreaks 4
Dense urban or forest
1.6
Dimana z disebut panjang kekasaran. Sebuah tabel klasifikasi kekasaran dan panjang kekasaran diberikan pada Tabel 6.5 Persamaan 150
(1.15) lebih dipilih karena memiliki dasar teoritis dalam aero-dinamis sementara (1.14) tidak. Dalam bab ini, kita akan tetap dengan ekspresi eksponensial (1.14). Jelas, kedua formulasi eksponensial dalam (1.14) dan versi logaritmik dari (1.15) hanya menyediakan pendekatan pertama dalam variasi kecepatan angin terhadap ketinggian. Pada kenyataanya, tidak ada yang lebih baik dari pengukuran sites sebenarnya. Gambar 6.12a menunjukkan dampak koefisien gesekan pada kecepatan angin dengan asumsi ketinggian referensi dari 10 m, yang umum digunakan sebagai ketinggian standar untuk anemometer. Seperti dapat dilihat dari angka, untuk permukaan halus (α = 0,1), angin di 100 m hanya sekitar 25% lebih tinggi dari pada 10 m, sedangkan untuk sites dalam "kota kecil" (α = 0,3), angin di 100 m diperkirakan dua kali lipat pada 10 m. Dampak tinggi daya bahkan lebih berdampak besar seperti ditunjukkan pada Gambar. 6.12b.
Gambar 6.12 Peningkatan(a) kecepatan angin dan (b) rasio daya dengan ketinggian untuk berbagai koefisien gesekan α menggunakan ketinggian referensi dari 10 m. Untuk α=0,2 di 50 m, kecepatan angin meningkat dengan faktor hampir 1,4 dan tenaga angin meningkat sekitar 2,6. Contoh; Peningkatan Windpower dengan tower yang lebih tinggi. 151
Anemometer dipasang pada ketinggian 10 m di atas permukaan dari tanaman, pagar dan semak-semak dengan kecepatan angin 5 m/s. Diperkirakan kecepatan angin pada kekuatan tertentu dalam angin pada ketinggian 50 m. Asumsikan temperatur 15oC dan tekanan udara adalah 1 atm. Penyelesaian : dari Tabel 6.4, α koefisien gesek untuk tanah dengan nilai, diperkirakan 0,20. Dari 15oC, kondisi 1 atm-, kepadatan udara ρ = 1,225 kg/m3. Dengan menggunakan persamaan (6.15), dengan kecepatan angin di ketinggian 50 m adalah: 50 0.20 𝑣50 = 5. ( ) = 6.9 𝑚/𝑠 10 Daya spesifik adalah : 𝑃50 =
1 3 𝜌𝑣 = 0.5 𝑥 1.225 𝑥 6.93 = 201 𝑤/𝑚2 2
Yang ternyata lebih dari dua setengah kali daya 76,5 W/m 2 yang tersedia di 10 m. Ketinggian referensi dari H0: 1 𝑃 𝑣 3 2𝜌𝐴𝑣 3 ( )=( ) = ( 3 ) = (𝐻/𝐻0 )3𝛼 1 𝑃0 𝑣0 2𝜌𝐴𝑣0 3 Pada gambar 1.18b, rasio tenaga angin pada ketinggian lain untuk 10m menunjukkan dampak dramatis pada hubungan kubik antara kecepatan angin dan daya. Bahkan untuk tanah dengan permukaan halus, untuk site offshore daya menjadi berlipat ganda ketika ketinggian meningkat dari 10m ke 100m. Untuk permukaan kasar, dengan koefisien gesekan α=0,3, daya berlipat ganda bila tinggi dinaikkan hanya 22m,dan itu empat kali lipat bila tinggi dinaikkan menjadi 47m. Efisiensi Rotor Maksimum Sangat menarik untuk dicatat bahwa sejumlah teknologi energi memiliki kendala fundamental tertentu yang membatasi efisiensi konversi maksimum dari satu bentuk energi ke bentuk yang lain. Untuk 152
mesin panas, itu adalah efisiensi Carnot yang membatasi kerja maksimum yang dapat diperoleh dari kerja mesin antara panas dan reservoir dingin. Untuk photovoltaics, kita akan melihat bahwa itu adalah celah pita dari bahan yang membatasi efisiensi konversi dari sinar matahari menjadi energi listrik. Untuk sel bahan bakar, itu adalah energi bebas Gibbs yang membatasi konversi energi dari bahan kimia ke bentuk listrik. Dan sekarang, kita akan mengeksplorasi kendala yang membatasi kemampuan turbin angin untuk mengubah energi kinetik angin untuk tenaga mekanik. Derivasi asli untuk daya maksimum yang turbin dapat mengekstrak dari angin dikreditkan ke seorang fisikawan Jerman, Albert Betz, yang pertama kali merumuskan hubungan tersebut pada tahun 1919. Analisis ini dimulai dengan membayangkan apa yang harus terjadi saat angin melewati turbin angin. Seperti yang ditunjukkan pada gambar. 1.19, angin mendekati dari kiri melambat sebagai bagian dari energi kinetik yang diekstraksi oleh turbin. Angin yang meninggalkan turbin memiliki kecepatan yang lebih rendah dan tekanan yang berkurang, menyebabkan udara untuk meluas dan melawan arah angin dari mesin. Amplop yang ditarik disekitar massa udara yang melewati bentuk turbin yang disebut tabung aliran, seperti yang disarankan dalam gambar. Jadi mengapa turbin tidak bisa mengekstrak semua energi kinetik angin? Jika tidak, udara harus datang dan berhenti di belakang turbin, yang tidak ada tempat untuk lewat, akan mencegah lebih banyak angin melewati rotor. Kecepatan yang melawan arah angin dapat menjadi nol. Dan, itu tidak masuk akal untuk kecepatan searah angin menjadi sama dengan kecepatan melawan angin karena itu akan berarti turbin tidak mengekstraksi energi sama sekali dari angin. Itu menunjukkan bahwa harus ada beberapa perlambatan ideal angin yang akan menghasilkan daya maksimum yang diekstraksi oleh turbin. Apa yang Betz tunjukkan adalah bahwa turbin angin yang ideal akan memperlambat angin sepertiga dari kecepatan aslinya. Pada gambar 6.19, 153
kecepatan melawan angin angin terganggu adalah v, kecepatan angin melalui bidang baling-baling adalah vb, dan kecepatan arah angin adalah vd. Laju aliran massa udara di dalam tabung aliran dimana-mana sama, sebut saja M. Kekuatan diekstraksi dengan pisau Pb adalah sama dengan perbedaan energi kinetik antara arah melawan angin dan arah angin aliran udara:
Gambar 6.13 Angin melewati turbin angin dan porsi energi kinetik yang diekstrak Turbin angin Tempat paling mudah untuk menentukan massa M laju alir di bidang rotor mana kita tahu luas penampang hanya daerah sapuan dari rotor A. Laju aliran massa adalah sebagai berikut : m = ρAvb Jika sekarang kita membuat asumsi bahwa kecepatan angin melalui pesawat rotor hanya rata-rata kecepatan melawan angin dan arah angin (derivasi Betz sebenarnya tidak tergantung pada asumsi ini), maka dapat dituliskan sebagai : 1
𝑣+𝑣𝑑
2
2
𝑃𝑏 = 𝜌𝐴 (
) (𝑣 2 − 𝑣𝑑 2 )
..............................................................(6.20)
Untuk membantu menjaga aljabar tetap sederhana, mari kita mendefinisikan rasio hilir ke hulu kecepatan angin menjadi λ: 154
vd
.........................................................................................(6.21)
λ=( ) v
Substitusikan (6.20) ke dalam (6.21) memberikan: 1
𝑣+λv
2
2
𝑃𝑏 = 𝜌𝐴 (
1
1
2
2
) (𝑣 2 − λ2 𝑣 2 ) = 𝜌𝐴𝑣 3 [ (1 + λ)(1 − λ2 )]
............(6.22)
Persamaan (6.22) menunjukkan bahwa daya diekstrak dari angin adalah sama dengan daya hulu di angin dikalikan dengan kuantitas dalam kurung. Oleh karena itu kuantitas dalam kurung adalah sebagian kecil dari kekuatan angin yang diekstraksi oleh pisau turbin ; Itu adalah efisiensi rotor, biasanya disebut sebagai Cp. 1
𝑅𝑜𝑡𝑜𝑡𝑟 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = 𝐶𝑝 = (1 + λ)(1 − λ2 ) 2
..................................(6.23)
Jadi hubungan mendasar untuk daya yang disampaikan oleh rotor menjadi: 1
𝑃𝑏 = 𝜌𝐴𝑣 3 . 𝐶𝑝 2
..........................................................................................(6.24)
Untuk menemukan efisiensi rotor maksimum yang mungkin, kita hanya mengambil turunan dari (6.23) sehubungan dengan λ dan mengaturnya sama dengan nol: 𝑑𝐶𝑝 1 = [(1 + λ)(−2λ) + (1 − λ2 )] = 0 𝑑λ 2 1 1 = [(1 + λ)(−2λ) + (1 + λ)(1 − λ)] = (1 + λ)(1 − 3λ) = 0 2 2 Yang memiliki solusi: λ= Dengan
kata
lain,
vd 1 = v 3
efisiensi
pisau
akan
maksimal
jika
memperlambat angin ke sepertiga dari kecepatan hulu tanpa gangguan. Jika sekarang kita mengganti λ=1/3 ke dalam persamaan untuk efisiensi rotor (6.23), kita menemukan bahwa efisiensi pisau maksimum teoritis adalah:
155
𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 =
1 1 1 16 (1 + ) (1 − 2 ) = = 0.593 2 3 3 27
= 59.3% Kesimpulan ini, bahwa efisiensi teoritis maksimum rotor adalah 59,3%, disebut efisiensi Betz atau kadang-kadang, hukum Betz'. Sebuah plot menunjukkan nilai maksimum ini terjadi ketika angin diperlambat dengan sepertiga tingkat di hulu, ditunjukkan pada Gambar 6.20. Pertanyaanya adalah, seberapa dekat batas Betz untuk efisiensi rotor dari 59,3 persen dengan pisau turbin angin modern? Di bawah kondisi operasi terbaik, bisa mendekati 80 persen dari batas normal, yang menempatkan mereka di kisaran sekitar 45 sampai 50 persen efisiensi dalam mengkonversi kekuatan angin menjadi kekuatan poros generator yang berputar. Untuk kecepatan angin tertentu, efisiensi rotor merupakan fungsi dari tingkat di mana rotor berubah. Jika rotor ternyata terlalu lambat, efisiensi menurun ketika pisau membiarkan terlalu banyak angin lewat. Jika rotor berubah terlalu cepat, efisiensi berkurang sebagai turbulensi yang disebabkan oleh salah satu pisau yang meningkatkan dampak dari pisau yang mengikuti. Cara yang biasa untuk menggambarkan efisiensi rotor sebagai fungsi dari tip-speed-ratio(TSR). Tip-speed-ratio adalah kecepatan di mana ujung luar pisau yang bergerak dibagi dengan kecepatan angin yangmenjadi : 𝑇𝑖𝑝 − 𝑆𝑝𝑒𝑒𝑑 − 𝑅𝑎𝑡𝑖𝑜 (𝑇𝑆𝑅) =
156
𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑡𝑖𝑝 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑 𝑟𝑝𝑚 𝑥 𝜋𝐷 = 𝑊𝑖𝑛𝑑 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑 60 𝑣
Dimana rpm adalah kecepatan rotor, putaran per menit; D adalah diameter rotor (m); dan v adalah kecepatan angin (m/s) turbin melawan angin.
(a)
(b)
Gambar 6.14 Plot Efisiensi Blade vs V (a) dan efisiensi rotor pada beberapa tipe blade (b) Sebuah plot efisiensi khas untuk berbagai jenis rotor terhadap TSR diberikan pada Gambar. 6.20 (b) multiblade di Amerika berputar relatif lambat, dengan TSR optimal kurang dari 1 dan efisiensi maksimum lebih dari 30%. Dua dan tiga pisau rotor berputar lebih cepat, dengan TSR optimal dalam 4-6 jangkauan dan maksimum efisiensi sekitar 40-50%. Juga ditampilkan adalah garis yang sesuai ke "efisiensi ideal," yang mendekati
batas
Betz
dengan
meningkatnya
kecepatan
rotor.
Kelengkungan di garis efisiensi maksimum mencerminkan fakta bahwa rotor mulai berubah dan tidak mencegat semua angin, yang mengurangi efisiensi maksimum yang mungkin untuk sesuatu yang berada di bawah batas Betz.
157
Generator untuk Turbin Angin Fungsi dari pisau turbin adalah untuk mengubah energi kinetik angin untuk memutar poros generator yang menghasilkan tenaga listrik. Generator terdiri dari rotor yang berputar dalam housing stasioner yang disebut stator. Listrik ini dibuat ketika konduktor bergerak melalui medan magnet, memotong garis fluks dan menghasilkan tegangan dan arus. Sementara baterai pengisian turbin angin menggunakan dc generator, mesin terhubung grid menggunakan generator ac seperti yang dijelaskan di bagian berikut. Generator Sinkron Pengoperasian generator sinkron, memproduksi hampir semua listrik di dunia. Generator sinkron dipaksa berputar pada kecepatan rotasi yang tepat ditentukan oleh jumlah kutub dan frekuensi yang diperlukan untuk jaringan listrik. Medan magnet dihasilkan oleh rotor. Sementara generator sinkron yang sangat kecil dapat membuat medan magnet yang dibutuhkan dengan magnet permanen rotor, hampir semua turbin angin yang menggunakan generator sinkron menghasilkan medandengan menjalankan arus langsung melalui gulungan sekitar inti rotor. Fakta bahwa rotor generator sinkron perlu listrik dc saat gulungan bidang mereka menciptakan dua komplikasi. Pertama, dc harus disediakan, yang biasanya berarti bahwa rangkaian rektifikasi, disebut exciter, diperlukan untuk mengkonversi ac dari grid ke dc untuk rotor. Kedua, dc ini diperlukan untuk membuatnya kerotor berputar, yang berarti bahwa slip ring pada poros rotor diperlukan, bersama dengan sikat yang menekannya. Mengganti sikat dan membersihkan slip ring menambah pemeliharaan yang dibutuhkan oleh generator sinkron. Gambar 1.26 menunjukkan sistem dasar untuk turbin angin dengan generator sinkron, termasuk pengingat bahwa generator dan pisau yang terhubung melalui gear box untuk mencocokkan kecepatan yang diperlukan masing-masing. 158
Gambar 6.15 Sistem dasar wind power system dengan generator sinkron Generator Induksi / Asinkron Sebagian besar turbin angin dunia menggunakan generator induksi daripada mesin sinkron. Berbeda dengan generator sinkron (atau motor), mesin induksi tidak bekerja pada kecepatan tetap, sehingga mereka sering digambarkan sebagai generator asynchronous. Sementara generator induksi jarang terjadi dalam sistem tenaga selain turbin angin, rekan mereka, motor induksi, adalah motor yang paling umum digunakan hampir sepertiga dari semua listrik yang dihasilkan di seluruh dunia. Bahkan, mesin induksi dapat bertindak sebagai motor atau generator tergantung pada apakah daya poros sedang dimasukkan ke dalam mesin (generator) atau dibawa keluar (motor). Kedua modus operasi, sebagai motor selama start-up dan sebagai generator ketika angin mengambil, berlangsung di turbin angin dengan generator induksi. Sebagai motor, rotor berputar sedikit lebih lambat dari kecepatan sinkron dibentuk oleh gulungan bidangnya, dan dalam upaya untuk "mengejar" itu memberikan kekuatan untuk poros yang berputar. Sebagai generator, pisau turbin memutar rotor sedikit lebih cepat dari kecepatan sinkron dan energi disampaikan ke kumparan medan stasioner yang mana keuntungan utama dari generator induksi asynchronous adalah bahwa rotor mereka tidak memerlukan cincin exciter, sikat, dan slip ring yang dibutuhkan oleh 159
sebagian besar generator sinkron. Mereka melakukan ini dengan menciptakan medan magnet yang diperlukan dalam stator daripada rotor. Ini berarti bahwa mereka tidak rumit dan lebih murah serta membutuhkan perawatan yang kurang. Generator induksi juga sedikit lebih lemah dalam hal tekanan untuk komponen mekanik dari disebabkan oleh turbin angin selama kondisi angin kencang. Mesin induksi sebagai motor; Karena lebih mudah untuk memahami motor induksi dari sebuah generator induksi, kita akan mulai dengan motor induksi. Medan magnet berputar di stator dari mesin induksi menyebabkan rotor berputar dalam arah yang sama. Artinya,mesin adalah bekerja sebagai motor induksi. Perhatikan bahwa tidak ada sambungan listrik ke rotor; tidak ada slip ring atau sikat yang diperlukan. Saat rotor mendekati kecepatan sinkron dari medan magnet berputar, gerakan relatif antara rotor dan medan stator semakin kecil dan mengurangi gaya yang diberikan pada rotor. Jika rotor bisa bergerak dengan kecepatan sinkron, tidak akan ada gerak relatif, tidak ada arus induksi dalam konduktor sangkar, dan tidak ada gaya yang dihasilkan untuk menjaga rotor tetap berputar.
Gambar 6.16 Torsi vs slip mesin induksi Karena akan selalu ada gesekan untuk diatasi, mesin induksi beroperasi sebagai motor berputar pada tingkat lebih lambat dari kecepatan sinkron ditentukan oleh stator. Perbedaan dalam kecepatan disebut slip, yang didefinisikan secara matematis sebagai : 𝑠= 160
𝑁𝑠 − 𝑁𝑅 𝑁𝑟 =1− 𝑁𝑠 𝑁𝑠
Dimana S adalah slip motor, NS adalah kecepatan sinkron = 120f / p rpm, dimana f adalah frekuensi dan p adalah jumlah kutub, dan N R adalah kecepatan rotor. Saat beban pada motor bertambah, rotor melambat, meningkatkan slip, sampai cukup torsi yang dihasilkan untuk memenuhi permintaan beban. Bahkan, untuk sebagian besar motor induksi, slip meningkat cukup linear dengan torsi dalam rentang slip yang diijinkan. Dalam suatu keadaan, ketika beban melebihi apa yang disebut "torsi breakdown" dan meningkatkan slip tidak lagi memenuhi beban dan rotor akan berhenti (Gbr 1.27) Jika rotor dipaksa untuk berputar dalam arah yang berlawanan dengan medan stator, mesin induksi akan beroperasi sebagai rem.
Gambar 6.17 Mesin induksi bekerja sebagai generator 6.3 Wind Farm Selain turbin angin tunggal untuk area tertentu, seperti rumah off-grid di sebuah negara, ketika sites angin yang baik telah ditemukan sangat berpotensi untuk menginstal sejumlah besar turbin angin dalam apa yang sering disebut wind farm. Keuntungan jelas hasil dari pengelompokan turbin angin bersama di sebuah area berangin. Mengurangi biaya pengembangan sites, koneksi disederhanakan untuk jalur transmisi, dan akses yang lebih terpusat untuk operasi dan pemeliharaan, semua pertimbangan penting. Jadi berapa banyak turbin dapat diinstal pada sites tertentu? Tentu turbin angin terletak terlalu dekat bersama-sama akan menghasilkan turbin melawan angin campur 161
dengan angin yang diterima oleh mereka terletak melawan arah angin. Seperti kita ketahui, angin diperlambat karena beberapa dari energi diekstrak oleh rotor, yang mengurangi daya yang tersedia untuk mesin melawan arah angin. Akhirnya, bagaimanapun, beberapa jarak melawan arah angin, kecepatan angin pulih. Studi teoritis array persegi dengan seragam, jarak yang sama menggambarkan degradasi kinerja ketika turbin angin yang terlalu berdekatan. Untuk satu studi tersebut, gambar 6.22 menunjukkan efisiensi array (diprediksi keluaran dibagi dengan daya yang akan terjadi jika tidak ada gangguan) sebagai fungsi dari spasi menara dinyatakan dalam diameter rotor. Parameter adalah jumlah turbin dalam array sama dan spasi. Artinya, misalnya, 2 × 2 array yang terdiri dari empat turbin angin sama spasi dalam area persegi, sedangkan 8 × 8 array 64 turbin di daerah persegi. Semakin besar array, semakin besar gangguan, sehingga tetes efisiensi array pada gambar 6.21 menunjukkan bahwa gangguan untuk setidaknya 9 diameter rotor untuk semua ini ukuran array persegi, tetapi untuk array kecil penurunan kinerja sederhana, kurang dari 20% untuk jarak 6-diameter dengan 16 turbin. Secara intuitif, area array yang tidak boleh persegi, seperti yang terjadi untuk studi ditunjukkan pada gambar 6.22, tetapi persegi panjang dengan hanya baris panjang beberapa tegak lurus terhadap angin yang berlaku, dengan setiap baris memiliki banyak turbin. Pengalaman telah menghasilkan beberapa teori kasar untuk jarak menara array persegi panjang tersebut. Jarak yang direkomendasikan adalah 3-5 diameter rotor yang memisahkan menara dalam berturut-turut dan 5-9 diameter antara baris. Seperti yang diilustrasikan pada Gambar. 1.30 juga umum. Kita sekarang dapat membuat beberapa perkiraan awal dari potensi energi angin per unit di lahan seperti contoh berikut.
162
Gambar 6.18 Efisiensi array dan spasi tower
Gambar 6.19 Ilustrasi array dan spasi tower windmill Contoh, Potensi Energi untuk wind farm Misalkan sebuah wind farm memiliki rotor berdiameter x,y jarak tower sepanjang baris, dengan diameter-jarak antara baris (4D ×7D). Asumsikan efisiensi turbin angin 30% dan efisiensi array 80%.
163
a. Cari produksi energi tahunan per unit lahan di daerah dengan 400-W angin /m2 pada ketinggian hub (tepi 50m,angin kelas 4). b. Misalkan pemilik turbin angin menyewa tanah dari seorang peternak sebesar $100 perhektar pertahun (sekitar 10 kali apa yang seorang peternak Texas habiskan untuk peternakan sapi). Berapa biaya sewa perkWh yang dihasilkan ?
Gambar 6.20 Data – data contoh soal Penyelesaian Seperti ditunjukkan pada Gambar 6.23, lahan yang ditempati oleh satu turbin angin 4D×7D=28D2, dimana D adalah diameter rotor. Daerah rotor (π /4) D2. Energi yang dihasilkan perunit lahan adalah sebagai berikut 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 1 𝑊𝑖𝑛𝑑 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑒 𝜋 2 𝑚2 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = ( ) . 𝐷 ( ) 𝐿𝑎𝑛𝑑 𝐴𝑟𝑒𝑎 28𝐷2 𝑚2 𝑙𝑎𝑛𝑑 4 𝑊𝑖𝑛𝑑 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑒 𝑊 ℎ 𝑥 400 ( 2 ) 𝑥 0.30 𝑥 0.80 𝑥 8760 𝑚 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑦𝑟 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑊. ℎ 𝑘𝑊ℎ = 23,588 2 = 23.588 2 𝐿𝑎𝑛𝑑 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑚 . 𝑦𝑟 𝑚 . 𝑦𝑟
164
b. Pada 4047 m2 per hektar, energi tahunan yang dihasilkan per-hektar adalah: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑊. ℎ 4047𝑚2 𝑘𝑊ℎ = 23,588 2 𝑥 = 95,461 𝐿𝑎𝑛𝑑 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑚 . 𝑦𝑟 𝑎𝑐𝑟𝑒 𝑎𝑐𝑟𝑒. 𝑦𝑟 Biaya lahan untuk wind farmer : 𝐿𝑎𝑛𝑑 𝑐𝑜𝑠𝑡 $100 𝑎𝑐𝑟𝑒. 𝑦𝑟 $0.00105 = 𝑥 = = 0.1¢/𝑘𝑊ℎ 𝑘𝑊ℎ 𝑎𝑐𝑟𝑒. 𝑦𝑟 95,461 𝑘𝑊ℎ 𝑘𝑊ℎ Penyewaan
lahan
perhitungan
dalam
contoh
di
atas
menggambarkan poin penting. Wind farm yang cukup kompatibel dengan pertanian konvensional, terutama peternakan sapi, dan pendapatan tambahan petani dapat menerima dengan menyewa lahan untuk wind farm sering lebih dari nilai tanaman yang dipanen pada lahan yang sama. Akibatnya, peternak dan petani menjadi beberapa pendukung terkuat tenaga angin karena membantu mereka untuk bertahan dalam bisnis utama mereka sambil mendapatkan keuntungan yang lebih tinggi. 6.4 Rumus Konversi Tenaga Angin Energi kinetik :
K.E
=
1 2
m𝑉 2
Karena daya adalah energi persatuan waktu, daya diwakili oleh massa udara yang bergerak dengan kecepatan v melalui daerah A akan menjadi :
Power through area A =
Energy Time
1
Mass
2
Time
= (
) 𝑉2 165
Laju aliran massa m, melalui daerah A, adalah produk dari kerapatan udara ρ, kecepatan v, dan luas penampang A: (
𝑀𝑎𝑠𝑠 𝑝𝑎𝑠𝑠𝑖𝑛𝑔 𝑡ℎ𝑟𝑜𝑢𝑔ℎ 𝐴 ) = m = 𝜌 𝐴𝑉 3 𝑇𝑖𝑚𝑒
Kombinasi dari persamaan diatas memberikan kita hubungan yang penting: 𝑃𝑚 =
1 𝜌 𝐴𝑉 3 2
Daya Mekanik Turbin: 𝑃𝑚 =
1 𝜌 𝜋𝑅2 𝑉 3 𝐶𝑝 (𝛽, 𝜆) 2
Dimana: 𝜌 = kerapatan udara(1.22 𝑘𝑔/𝑚3 ) 𝜆= tip-speed ratio 𝛽= pitch angle (derajat) 𝐶𝑝 = koeisien daya dari wind turbin 𝑅= diameter baling-baling (meter) 𝑉= kecepatan angin(m/s) Diameter Turbin & Hub Height :
R=√
2𝑃𝑚
𝜌 𝜋𝑉 3 𝐶𝑝 (𝛽,𝜆)
Kecepatan Rotor: 𝜔𝑡𝑢𝑟𝑏 =
Torsi: 𝑇𝑀𝐸𝐶𝐻 =
166
𝑃𝑚 𝜔𝑡𝑢𝑟𝑏
𝑉𝑤𝑖𝑛𝑑 . 𝜆 𝑅
Daya total : P out turbin
= Pm x effisiensi turbin
P out total
= Pm x effisiensi generator
Daya per tahun: Daya per tahun= 25% x 365 days x 24 hours x daya output total Biaya per Kwh: 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑏𝑢𝑎𝑡𝑎𝑛 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝐻𝑖𝑑𝑢𝑝 𝑚𝑒𝑠𝑖𝑛 𝑥 𝑇𝑜𝑡 𝑑𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
Kecepatan Angin (m/s)
DayaMax (W)
8
1.246.077
10
2.433.746
12
4.205.512
14
6.678.197
16
9.970.090
18
14.193.604
20
19.469.964
Data Awal Kecepatan angin
: 8-24 m/s
Kecepatan rata-rata angin
: 16 m/s
Koefisien daya wind turbin
: 0.54 (0.52-0.55)
Frekuensi
:50Hz
Hub Height
:90meter 167
Tip-speed ratio
:80 m/s
Efisiensi turbin
: 59%
Efisiensi generator
: 95%
Daya Output Yang Direncanakan P out total
= Poutput turbin x effisiensi generator
5 MW
= Pm x 0.95
P out turbin
= 5 MW / 0.95 = 5 263 158 W
P out turbin
= Pm x effisiensi turbin
5 263 158 W
= Pm x 0.59
Pm
= 8 920 606 W
Diameter Blades Turbine 1 𝜌 𝜋𝑅2 𝑉 3 𝐶𝑝 (𝛽, 𝜆) 2
𝑃𝑚 =
1
8 920 606W
= (1,22) (3,14)(𝑅2 )(163 ) (0.54) 2
𝑅2
=
17 841 213
R
=
46 meter
8 473
Torsi Turbin
𝜔𝑡𝑢𝑟𝑏 =
𝑉𝑤𝑖𝑛𝑑 . 𝜆
𝑇𝑀𝐸𝐶𝐻 =
168
𝑅
=
𝑃𝑚 𝜔𝑡𝑢𝑟𝑏
16 𝑥 80
=
46
= 27,82 rad/s
8 920 606 27,82
= 320 654 N.m
= 2106
6.5 Biaya Pembangkitan Komponen
Biaya ($ USD)
Tower
2.655.491
Blades
2.241.517
Rotor Hub
138.327,8
Rotor Bearing
123.182,5
Main Shaft
192.851,2
Main Frame
282.713,8
GearBox
1.303.513
Yaw System
126.211,5
Pitch System
268.578,2
Power Converter
505.855,8
Transformer
362.479,5
Brake System
133.279,4
Nacelle Housing
136.308,5
Cables
97.545,85
Screw
105.008
TOTAL BIAYA
10.096.923
Daya Per Tahun Daya per tahun = 25% x 365 days x 24 hours x daya output gen. Daya per tahun = 0,25 x 365 x 24 x 5MW = 10 950 MW = 10 950 000KWh Biaya Per KWh Total biaya pembuatan
= Biaya Per Tahun
Masa Hidup X Total Daya per Tahun 169
$10.000.000
= $0.0365
25 th X 10 950 000KW Indeks Besaran dan Simbol 𝜌 = kerapatan udara(1.22 𝑘𝑔/𝑚3 ) 𝜆 = tip-speed ratio 𝛽 = pitch angle (derajat) 𝐶𝑝 = koeisien daya dari wind turbin 𝑅 = diameter baling-baling (meter) ʋ = kecepatan angin(m/s) 𝜔 = kecepatan sudut (rad/s) 𝑇 = Torsi (N.m) P = daya (Watt)
170
6.6 Daftar Pustaka 1.
Renewable and Efficient Electric Power Systems. By Gilbert M. Masters, ISBN 0-471-28060-7, 2004 John Wiley & Sons, Inc.
2.
Wind Power Integration (Connection and system operational aspects). By Brendan Fox and team
3.
GWEC (Global Wind Energy Council), www.gwec.net
4.
Energi Alternatif Selain Photovoltaic, By Achmad R.Akbar,dkk
171
7 Pembangkit Listrik Tenaga Air 7.1
DASAR TEORI Pembangkit listrik tenaga air (PLTA) adalah suatu sistem
pembangkit energi listrik dengan cara memanfaatkan aliran dari air yang kemudian dirubah menjadi energi listrik melalui putaran turbin dan generator. Air merupakan sumber daya energi yang mempunyai nilai ekonomis. Ketersediaan air di dunia ini terbatas. Jumlah yang membutuhkan semakin meningkat, sehingga perlu berhati-hati dalam memanfaatkannya. Kandungan air di dalam bumi pada dasarnya berlimpah, volume seluruhnya mencapai 1.400.000.000 𝑘𝑚3 , lebih kurang 97% merupakan air laut (air asin) yang tidak dapat dimanfaatkan secara langsung dalam kehidupan manusia. Dari 3% sisanya, 2% berupa gunung-gunung es di kedua kutub bumi, 0,75% merupakan air tawar yang mendukung kehidupan makhluk hidup di darat, baik berupa mata air, air sungai, danau, maupun air tanah dan selebihnya berupa uap air. Semakin bertambah jumlah penduduk di muka bumi ini, semakin banyak air yang dibutuhkan, sedangkan ketersediaan air yang didapat dimanfaatkan di alam ini jumlahnya terbatas. Air tawar tersebut berasal dari siklus air (daur hidrologi) secara alami. Keberadaan air di alam ini mengalami suatu perputaran atau sirkulasi yang disebut dengan siklus air atau daur hidrologi. Orang memanfaatkan air untuk berbagai keperluan, seperti untuk kebutuhan rumah tangga (minum, masak, mandi dan cuci), pengairan atau irigasi sawah, peternakan, sarana transportasi, pembangkit tenaga listrik, industri, rekreasi dan lain lain. Sebagian besar air dikembalikan ke lingkungan perairan sebagai air buangan atau air 172
limbah dan sedikit saja yang betul-betul dikonsumsi. Air yang dimanfaatkan
tersebut
sebagian
dikonsumsi
dan
selebihnya
dikembalikan ke lingkungan. Pemanfaatan air terbesar digunakan untuk memenuhi kebutuhan pertanian yaitu sebesar 41% dan diikuti oleh pemenuhan kebutuha air untuk pembangkit tenaga listrik 39%, pemenuhan kebutuhan air perkotaan (13%) dan untuk industri (7%). Prinsip Umum Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) bekerja dengan cara mengubah energi potensial (dari dam atau air terjun) menjadi energi mekanik (dengan bantuan turbin air) dan dari energi mekanik menjadi energi listrik (dengan bantuan generator). PLTA adalah pembangkit listrik yang mengandalkan energi potensial dan kinetik dari air untuk menghasilkan enegi listrik. Energi listrik yang dibangkitkan biasa disebut sebagai hidroelektrik. Bentuk utama dari pembangkit listrik jenis ini adalah motor yang dihubungkan ke turbin yang digerakkan oleh tenaga kinetik dari air. Namun, secara luas pembangkit listrik tenaga air tidak hanya terbatas pada air dari sebuah waduk atau air terjun, tetapi juga meliputi pembangkit listrik yang menggunakan tenaga air dalam bentuk lain seperti tenaga ombak. Pembangkit tenaga listrik yang banyak dilakukan dengan cara memutar generator sinkron sehingga didapatkan tenaga listrik arus bolak balik tiga fase, tenaga mekanik yang dipakai memutar generator listrik didapat dari mesin penggerak generator listrik atau biasa disebut penggerak mula (primeover). Mesin penggerak generator listrik yang banyak digunakan adalah turbin air. Mesin penggerak generator melakukan konversi tenaga primer menjadi tenaga mekanik penggerak generator. Proses konversi energi primer menjadi energi mekanik menimbulkan produk sampingan berupa limbah dan kebisingan yang 173
perlu dikendalikan agar tidak menimbulkan masalah lingkungan. Proses pembangkitan tenaga listrik adalah proses konversi energi primer (bahan bakar atau potensi tenaga air) menjadi tenaga mekanik sebagai penggerak generator listrik dan selanjutnya generator listrik menghasilkan tenaga listrik. Kapasitas PLTA diseluruh dunia ada sekitar 675.000 MW ,setara dengan 3,6 milyar barrel minyak
atau sama dengan 24 % kebutuhan
listrik dunia yang digunakan oleh lebih 1 milyar orang. Pembangkit listrik tenaga air konvensional bekerja dengan cara mengalirkan air dari dam ke turbin setelah itu air dibuang. Saat ini ada teknologi baru yang dikenal dengan pumped-storage plant. Pumped-storage plant memiliki dua penampungan yaitu:
Waduk Utama (upper reservoir) seperti dam pada PLTA konvensional. Air dialirkan langsung ke turbin untuk menghasilkan listrik. Waduk cadangan (lower reservoir). Air yang keluar dari turbin ditampung di lower reservoir sebelum dibuang disungai. Pada saat beban puncak air dalam lower reservoir akan di pompa
ke upper reservoir sehingga cadangan air pada Waduk utama tetap stabil. 7.2
Jenis-Jenis PLTA
1. Berdasarkan Tinggi Terjun PLTA PLTA jenis terusan air (water way) Adalah pusat listrik yang mempunyai tempat ambil air (intake) di hulu sungai dan mengalirkan air ke hilir melalui terusan air dengankemiringan (gradient) yang agak kecil. Tenaga listrik dibangkitkan dengan cara memanfaatkan tinggi terjun dan kemiringan sungai. PLTA jenis DAM /bendungan Adalah pembangkit listrik dengan bendungan yang melintang disungai, pembuatan bendungan ini dimaksudkan untuk menaikkan 174
permukaan air dibagian hulu sungai guna membangkitkan energi potensial yang lebih besar sebagai pembangkit listrik. PLTA jenis terusan dan DAM (campuran) Adalah pusat listrik yang menggunakan gabungan dari dua jenis sebelumnya, jadi energi potensial yang diperoleh dari bendungan dan terusan. 2. PLTA Berdasarkan Aliran Sungai PLTA jenis aliran sungai langsung (run of river) Banyak dipakai dalam PLTA saluran air/terusan, jenis ini membangkitkan listrik dengan memanfaatkan aliran sungai itu sendiri secara alamiah. PLTA dengan kolam pengatur (regulatoring pond) Mengatur aliran sungai setiap hari atau setiap minggu dengan menggunakan kolam pengatur yang dibangun melintang sungai dan membangkitkan
listrik
sesuai
dengan
beban.
Disamping itu juga dibangun kolam pengatur di hilir untuk dipakai pada waktu beban puncak (peaking power plant) dengan suatu waduk yang mempunyai kapasitas besar yang akan mengatur perubahan air pada waktu beban puncak sehingga energi yang dihasilkan lebih maksimal. Pusat listrik jenis waduk (reservoir) Dibuat dengan cara membangun suatu waduk yang melintang sungai, sehingga terbentuk seperti danau buatan, atau dapat dibuat dari danau asli sebagai penampung air hujan sebagai cadangan untuk musim kemarau. PLTA Jenis Pompa (pumped storage) adalah jenis PLTA yang memanfaatkan tenaga listrik yang berlebihan ketika musim hujan atau pada saat pemakaian tenaga listrik berkurang saat tengah malam, pada waktu ini sebgian turbin berfungsi sebagai pompa untuk memompa air yang di hilir ke hulu, jadui 175
pembangkit ini memanfaatkan kembali air yang dipakai saat beban puncak dan dipompa ke atas lagi saat beban puncak terlewati. 7.3
Komponen Utama pada PLTA
1. DAM Sesuai dengan kondisi alam, pengembangan PLTA dapat dibagi atas 2 jenis yaitu : tipe waduk dan tipe aliran langsung. Tipe waduk dapat berupa bendungan (reservoir) dan keluaran danau (lake outlet), sedangkan tipe aliran langsung dapat berupa aliran langsung sungai (runoff river) dan aliran langsung dengan bendungan pendek (run-off river with low head dam). Bendungan atau dam adalah konstruksi yang dibangun untuk menahan laju air menjadi waduk, danau, atau tempat rekreasi. Seringkali bendungan juga digunakan untuk mengalirkan air ke sebuah Pembangkit Listrik Tenaga Air. Kebanyakan dam juga memiliki bagian yang disebut pintu air untuk membuang air yang tidak diinginkan secara bertahap atau berkelanjutan. Sedangkan waduk adalah kolam besar tempat menyimpan air sediaan untuk berbagai kebutuhan. Waduk dapat terjadi secara alami maupun dibuat manusia. Waduk buatan dibangun dengan cara membuat bendungan yang lalu dialiri air sampai waduk tersebut penuh. . Berdasarkan struktur dan bahan yang digunakan, bendungan dapat diklasifikasikan sebagai dam kayu (embankment dam / masonry dam) dengan berbagai subtipenya. Tujuan dibuatnya DAM adalah menyediakan air untuk irigasi atau penyediaan air di perkotaan, meningkatkan navigasi, menghasilkan tenaga hidroelektrik, menciptakan tempat rekreasi atau habitat untuk ikan dan hewan lainnya, pencegahan banjir dan menahan pembuangan dari tempat industri seperti pertambangan atau pabrik.
176
2. SWITCHYARD Serandang hubung ialah saluran air yang digunakan untuk mengalirkan air yang berasal dari bendungan. Saluran ini terhubung dengan Gedung sentral. Pada saluran ini air memiliki energi kinetik yang sangat besar, karena dipengaruhi oleh tekanan air yang disebabkan ketinggian bendungan. Semakin tinggi bendungan dan semakin banyak jumlah air, maka semakin besar pula energi kinetik yang dihasilkan. 3. PIPA PESAT (PENSTOCK) Pipa pesat adalah pipa tekan yang berfungsi untuk mengalirkan air dari tangki atas (head tank) atau langsung dari bangunan air ke turbin. Pipa pesat di buat dari berbagai material kayu, baja, beton, dan kombinasi atau dengan yang lainya. Pipa pesat ditempatkan di atas atau dibawah permukaan tanah sesuai dengan keadaan geografis dan geologi dimana pipa tersebut ditempatkan. Pipa pesat (penstock) berfungsi:
Untuk mengalirkan dan mengarahkan air ke turbin. Untuk mendapatkan tekanan hidrolistika yang sebesar-besarnya.
4. GEDUNG SENTRAL Terdiri atas Turbin dan Generator. Turbin adalah alat yang dapat merubah energi kinetic air menjadi energi mekanik, sedangkan generator ialah alat yang digunakan untuk merubah energi mekanik menjadi energi listrik. 4.1 TURBIN Turbin air dikembangkan pada abad 19 dan digunakan secara luas untuk pembangkit tenaga listrik. Turbin air mengubah energi potensial air menjadi energi mekanis. Energi mekanis diubah dengan generator listrik menjadi tenaga listrik. Berdasarkan prinsip kerja turbin dalam mengubah energi potensial air menjadi energi mekanis, turbin air dibedakan menjadi dua kelompok yaitu turbin impuls ( Terdiri dari turbin 177
Pelton, Turgo, Cross flow) dan turbin reaksi ( terdiri dari Turbin Francis, Propeller, Kaplan, Tabular) 7.3.1 Klasifikasi Turbin Air Berdasarkan kelompoknya TURBIN IMPULS
Gambar 7.1 Turbin impuls Energi potensial air diubah menjadi energi kinetik pda nozle. Air keluar nozle yang mempunyai kecepatan tinggi membentur sudu turbin. Setelah membentur sudu arah kecepatan aliran berubah sehingga terjadi perubahan momentum (impulse). Akibatnya roda turbin akan berputar. Turbin impuls adalah turbin tekanan sama karena aliran air yang keluar dari nosel tekanannya adalah sama dengan tekanan atmosfir sekitarnya. Semua energi tinggi tempat dan tekanan ketika masuk ke sudu jalan turbin dirubah menjadi energi kecepatan. Turbin Pelton Turbin pelton merupakan turbin impuls. Turbin Pelton terdiri dari satu set sudu jalan yang diputar oleh pancaran air yang disemprotkan dari satu atau lebih alat yang disebut nosel. Turbin Pelton adalah salah satu dari jenis turbin air yang paling efisien. Turbin Pelton adalah turbin yang cocok digunakan untuk head tinggi.
178
Bentuk sudu turbin terdiri dari dua bagian yang simetris. Sudu dibentuk sedemikian sehingga pancaran air akan mengenai tengahtengah sudu dan pancaran air tersebut akan berbelok ke kedua arah sehinga bisa membalikkan pancaran air dengan baik dan membebaskan sudu dari gaya-gaya samping. Untuk turbin dengan daya yang besar, sistem penyemprotan airnya dibagi lewat beberapa nosel. Dengan demikian diameter pancaran air bisa diperkecil dan ember sudu lebih kecil. Turbin Pelton untuk pembangkit skala besar membutuhkan head lebih kurang 150 meter tetapi untuk skala mikro head 20 meter sudah mencukupi. Turbin Turgo Turbin Turgo dapat beroperasi pada head 30 s/d 300 m. Seperti turbin pelton turbin turgo merupakan turbin impulse, tetapi sudunya berbeda. Pancaran air dari nozle membentur sudu pada sudut 20 o. Kecepatan putar turbin turgo lebih besar dari turbin Pelton. Akibatnya dimungkinkan transmisi langsung dari turbin ke generator sehingga menaikkan efisiensi total sekaligus menurunkan biaya perawatan. Turbin Crossflow Salah satu jenis turbin impuls ini juga dikenal dengan nama Turbin Michell-Banki yang merupakan penemunya. Selain itu juga disebut Turbin Osberger yang merupakan perusahaan yang memproduksi turbin crossflow. Turbin crossflow dapat dioperasikan pada debit 20 litres/sec hingga 10 m3/sec dan head antara 1 s/d 200 m. Turbin crossflow menggunakan nozle persegi panjang yang lebarnya sesuai dengan lebar runner. Pancaran air masuk turbin dan mengenai sudu sehingga terjadi konversi energi kinetik menjadi energi mekanis. Air mengalir keluar membentur sudu dan memberikan energinya (lebih rendah dibanding 179
saat masuk) kemudian meninggalkan turbin. Runner turbin dibuat dari beberapa sudu yang dipasang pada sepasang piringan paralel.
Gambar 7.2 Turbin impuls TURBIN REAKSI Sudu pada turbin reaksi mempunyai profil khusus yang menyebabkan terjadinya penurunan tekanan air selama melalui sudu. Perbedaan tekanan ini memberikan gaya pada sudu sehingga runner (bagian turbin yang berputar) dapat berputar. Turbin yang bekerja berdasarkan prinsip ini dikelompokkan sebagai turbin reaksi. Runner turbin reaksi sepenuhnya tercelup dalam air dan berada dalam rumah turbin. FLUID INLET
VOLUTE
FLUID OUTLET RUNNER BLADE
Gambar 7.3 Turbin Reaksi 180
GUIDE VANES
Turbin Francis Turbin francis merupakan salah satu turbin reaksi. Turbin dipasang diantara sumber air tekanan tinggi di bagian masuk dan air bertekanan rendah di bagian keluar. Turbin Francis menggunakan sudu pengarah. Sudu pengarah mengarahkan air masuk secara tangensial. Sudu pengarah pad turbin Francis dapat merupakan suatu sudu pengarah yang tetap ataupun sudu pengarah yang dapat diatur sudutnya. Untuk penggunaan pada berbagai kondisi aliran air penggunaan sudu pengarah yang dapat diatur merupakan pilihan yang tepat. Turbin Kaplan & Propeller Turbin Kaplan dan propeller merupakan turbin rekasi aliran aksial. Turbin ini tersusun dari propeller seperti pada perahu. Propeller tersebut biasanya mempunyai tiga hingga enam sudu. BERDASARKAN INSTALASI TURBIN 1. Turbin jenis terusan air (water way), dimana saluran masuk berada di hulu sungai dan dialirkan ke hilir melalui terusan air dengan gradien atau kemiringan yang relatif kecil. Beda ketinggian permukaan yang diperoleh karena kemiringan ini yang dimanfaatkan DAM MAIN RIVER OVERFLOW CHANNEL HEAD RACE POWER HOUSE
TAIL RACE
Gambar 7.4 Turbin Water Way 181
2. Turbin jenis bendungan atau dam, dimana air sungai dibendung dengan dam yang melintang sungai untuk menaikkan permukaan air di bagian hulu. Akibat adanya bendungan ini terjadi perbedaan ketinggian yang dapat dimanfaatkan. HEAD WATER DAM FOREBAY
GENERATOR PENSTOCK
TURBIN
AFTERBAY TAIL WATER
Gambar 7.5 Turbin jenis Bendungan BERDASARKAN PUTARAN Tabel 7.1 Turbin berdasarkan putaran Putaran Spesifik
182
Jenis Turbin
4 s/d 35
Pelton dengan 1 nozzle
17 s/d 50
Pelton dengan 2 nozzle
24 s/d 70
Pelton dengan 4 nozzle
80 s/d 120
Francis, kecepatan rendah
120 s/d 220
Francis, kecepatan normal
220 s/d 350
Francis, kecepatan tinggi
350 s/d 430
Francis ekspres
300 s/d 1000
Propeler dan Kaplan
3. Generator Listrik Generator listrik adalah sebuah alat yang memproduksi energi listrik dari sumber energi mekanik. Proses ini dikenal sebagai pembangkit listrik. Sebelum hubungan antara magnet dan listrik ditemukan, generator menggunakan prinsip elektrostatik. 4. SURGE TANK Pada sutu instalasi pembangkit listrik tenaga air haruslah memperhitungkan kemungkinan bahaya yang timbul pada saluran pipa pada instalasi tersebut misalnya terjadinya water hammer akibat penutupan katup secara cepat. Water hammer ini dapat menimbulkan peningkatan tekanan pada saluran pipa sehingga dapat menyebabkan pecahnya pipa apabila tekanan yang terjadi melebihi kekuatan maksimum dari pipa tersebut terutama untuk saluran yang relatif panjang dibagi dengan tinggi terjun yang ada. Untuk itulah perlu dipasang Surge tank Fungsinya terutama untuk: mengurangi water hammer akibat perubahan beban, menampung air saat beban mendadak turun, mensuplai air pada saat pembebanan mendadak dan lain-lain. 7.4 Perencanaan PLTA PERHITUNGAN PERENCANAAN PLTA Pengukuran Debit Air Pengukuran debit air dengan current meter disebut juga pengukuran dengan metoda kecepatan dan luas penampang aliran, karena yang diukur dalam metoda ini adalah kecepatan dan luas penampang aliran air. Rumus debit air adalah : Q=A∗V Dengan : Q
= debit air (m3/det) 183
A
= luas penampang aliran air (m2)
v
= kecepatan aliran air (m/det)
Data kecepatan aliran air dapat diperoleh dengan melakukan pengukuran menggunakan current meter. Pengukuran kecepatan aliran air dengan metoda current meter adalah dengan cara membaca langsung pada display ketika bagian propeller dari current meter dimasukkan ke dalam air. Data luas penampang aliran air diperoleh dengan melakukan pengukuran kedalaman sungai atau saluran air pada beberapa titik dengan interval jarak sama sepanjang arah melintang sungai. Flow Duration Curve (FCD) Untuk
menentukan
karakteristik
suatu
sungai
dapat
diperhatikan susunan garis massa debit yang waktunya dinyatakan dengan persentase. Untuk keperluan itu data debit dari Hidrograf disusun mulai dari yang terendah sampai dengan yang tertinggi dan tiap debit diberikan probabilitas yang dihitung dengan persamaan Weibull berikut ini : p=
i ∗ 100% n+1
Dimana : p
= probabilitas terlampaui (%)
i
= nomor urut debit
n
= jumlah data debit
Kemudian dicari berapa kali debit yang bersangkutan terjadi di sungai. Untuk perhitungan penggunaan air apabila diambil debit rata-rata penuh, pada tahun kering akan mengalami kekurangan air. Sebaliknya apabila diambil di bawah debit rata-rata, pada musim penghujan akan banyak air yang melimpah melewati bangunan pelimpah. Oleh karena itu 184
untuk keamanan, di dalam perhitungan biasanya diambil kira-kira 80% x debit rata-rata. Untuk perhitungan PLTA, energi yang dihasilkan dengan pengambilan 80% x debit rata-rata ini disebut energi pasti (firm energi). Debit Andalan Debit andalan adalah debit dengan periode ulang tertentu yang diperkirakan akan melalui suatu sungai atau bangunan air. Periode ulang adalah waktu hipotetik dimana suatu kejadian dengan nilai tertentu, debit rencana misalnya, akan disamai atau dilampaui 1 kali dalam jangka waktu hipotetik tersebut. Hal ini tidak berarti bahwa kejadian tersebut akan berulang secara teratur setiap periode ulang tertentu (Kamiana, 2011). Prawirakusuma (2008) menggunakan metode NRECA dan Mock pada penelitiannya untuk menghitung ketersediaan air sungai Cipunagara di Jawa Barat. Pada penulisan ini, akan digunakan metode NRECA dan metode Mock. Model NRECA Banyak model hidrologi untuk mensimulasikan hujan-limpasan yang tujuannya adalah untuk pengisian atau memperpanjang data debit, antara lain model Tank, model Mock, model SSARR dan model NRECA. Model NRECA yang dikembangkan oleh Norman H. Crawfort yang merupakan penyederhanaan dari Stanford Watershed Model IV yang memiliki 34 parameter. Model ini juga digunakan Rumere (2008) yang menghitung potensi sumber daya air di Danau Sentani di Provinsi Papua. Model ini telah banyak diterapkan oleh Puslitbang Pengairan pada berbagai daerah pengaliran di Indonesia, selain parameter model relatif sedikit dan mudah dalam pelaksanaannya serta memberikan hasil yang cukup handal.
185
Secara umum persamaan dasar dari model ini dirumuskan sebagai berikut : Q=P-E+S Dengan : Q = limpasan (mm) P = hujan rata-rata DAS (mm) E = evapotranspirasi aktual (mm) S = perubahan kandungan (simpanan) air dalam tanah (mm) Persamaan keseimbangan air diatas merupakan dasar dari model NRECA untuk suatu daerah aliran sungai pada setiap langkah waktu, dimana hujan, aktual evapotranspirasi dan limpasan adalah volume yang masuk kedalam dan keluar pada suatu DAS untuk setiap langkah waktu tertentu. Dalam model NRECA terdapat dua tampungan yaitu simpanan kelengasan (moisture storage) dan simpanan air tanah (groundwater storage). Simpanan kelengasan ditentukan oleh hujan dan actual evapotranspirasi. Simpanan air tanah ditentukan oleh kelebihan kelengasan (excess moisture). Secara skematis struktur dari model NRECA. Metode F. J. Mock Untuk mengetahui besarnya limpasan permukaan (surface run off) akibat curah hujan andalan digunakan metode model F. J. Mock. Dari analisa model ini akan diperoleh informasi besarnya aliran debit andalan pada setiap sumber air. (Prawirakusuma, 2008). Dasar asumsi dari analisa ketersediaan air dengan metode F. J. Mock yaitu bahwa curah hujan yang jatuh pada watershed sebagian akan jatuh pada permukaan tanah dan sebagian lagi akan mengalami evapotranspirasi. 186
Surplus hujan terjadi bila kelembaban tanah telah mencapai harga maksimum. Dari air surplus, sebagian akan menjadi direct run off dan sebagian lagi akan meresap ke dalam tanah sebagai infiltrasi. Dari air yang mengalami proses infiltrasi sebagian akan mengalir sebagai aliran dasar (base flow) dan sebagian lagi akan mengubah tampungan air tanah sehingga menaikkan penampungan air tanah. Selanjutnya air tanah yang mengalir sebagai base flow akan bergabung dengan direct run off. Kurva Durasi Debit Debit andalan adalah besarnya aliran sungai maksimum yang akan digunakan sebagai acuan untuk membangkitkan energi dan merencanakan bangunan-bangunan utama. Penentuan besarnya debit andalan ini yang menggunakan data AWLR, ditentukan menggunakan dua cara, yaitu metode resesi dan kurva durasi debit (duration curve). Metode resesi digunakan untuk
melihat kecenderungan
penurunan debit air sungai, sehingga debit minimum bisa ditentukan. Untuk analisa debit sungai dengan metode resesi ini digunakan model regresi eksponensial karena lebih dapat mewakili penurunan debit yang terjadi. Metode Kurva Durasi Debit merupakan penggambaran besarnya aliran dengan kemungkinan kejadiannya. Kurva durasi juga menunjukkan karakteristik aliran suatu sungai yang diperoleh dari rangkaian data pada periode yang panjang. Untuk membentuk kurva durasi debit dapat digunakan 2 cara yaitu dengan mengurutkan langsung dan dengan membuat kelas interval. Debit Andalan Berdasarkan Data Debit Prosedur analisa debit andalan sangat dipengaruhi oleh ketersediaan data. Apabila terdapat data debit dalam jumlah cukup 187
panjang, maka analisa ketersediaan air dapat dilakukan dengan melakukan analisa frekuensi terhadap data debit tersebut. Untuk mendapatkan ketersediaan air di suatu stasiun diperlukan debit aliran yang bersifat runtut waktu (time series), misalnya data debit harian sepanjang tahun selama beberapa tahun. Data tersebut menjadi masukan
utama
dalam
model
simulasi
wilayah
sungai,
yang
menggambarkan secara lengkap variabilitas data debit aliran. Debit andalan dapat ditentukan dengan menggunakan kurva massa debit yang dibentuk dengan menyusun data debit, dari debit maksimum sampai debit minimum. Susunan data dapat dinyatakan dalam bentuk gambar kurva massa atau dalam bentuk tabel. Pada kurva massa debit, ordinat adalah debit aliran sedang waktu (hari) atau persentase waktu sebagai absis. Kurva menunjukkan besarnya debit disamai atau dilampaui untuk beberapa persen waktu yang diinginkan. Untuk bentuk tabel, data debit harian diurutkan dari nilai terbesar sampai terkecil, persen keandalan diperoleh dari nilai m/n yang dinyatakan dalam % di mana m adalah nomor urut dan n adalah jumlah data. Kurva massa debit dapat juga digambarkan dengan menggunakan nilai debit rerata dua mingguan atau rerata bulanan yang diperoeh dari debit harian runtut waktu. 7.5 Dasar perhitungan kapasitas daya terbangkit Dasar Perhitungan Power dan Energi Debit Desain PLTA tidak mungkin menggunakan lebih dari debit sungai ratarata (Qmean) secara signifikan karena akan lebih baik secara ekonomis. Oleh karena itu desain aliran turbin untuk skema run-of river (skema yang beroperasi tanpa water storage yang cukup) biasanya tidak akan lebih besar dari Qmean. 188
Perhitungan Debit Desain (Q Desain) Data debit sungai harian yang didapat dari dinas terkait bagian operasional dianalisis untuk membuat keputusan dan menarik kesimpulan mengenai debit desain untuk perencanaan PLTA berdasarkan metode penetuan debit desain yang ada. Untuk perencanaan ini debit banjir harian yang didapat sangat penting bagi penentuan debit desain. Cara menghitung Q desain PLTA yaitu : Menggunakan cara lama (sebelum perang dunia II) Pengambilan tahun yang digunakan untuk perencanaan Q desain cara lama adalah tahun 80% kering. 80% dalam perencanaan ini adalah selama 20 % kekurangan air dan 80% kelebihan air.
Gambar 7.6 Garis massa debit dalam kurun waktu 10 tahun Kelemahan cara lama yaitu : Misal jika kita ambil periode 20 tahun maka akan terjadi perbedaan antara pengambilan Q desain dengan periode 20 tahun dengan Q desain dengan periode 10 tahun. Sehingga cara lama ini merugikan apabila jangka watu yang diambil lebih panjang, dimana periode berikutnya adalah kering. 189
Apabila ada pengambilan koordinat Q desain keliru atau tidak sesuai pada periode dalam kurun waktu tersebut maka Q desain yang diambil akan meleset sehingga tidak singkron. Menggunakan cara baru (setelah perang dunia II) Ada 2 (dua) cara yang digunakan dalam perhitungan debit desain cara baru ini, yaitu : Mengambil rata – rata debit dari garis masa debit (Q). Dibuat garis potong secara vertikal dari garis masa debit misal kita namai dengan garis I-I dan garis II-II dan seterusnya. Makin banyak garis masa debit maka makin teliti. Pada periode 10 tahun maka akan ada 10 garis masa debit. Perpotongan garis masa debit I dan garis I-I kita sebut dengan Q1. Perpotongan garis masa debit I dan garis II-II kita sebut dengan Q2. Hasil rata-rata : Hasil rata − rata =
Q1 + Q2 + ⋯ + Q n n
Q rata-rata : Q rata − rata =
∑n1 Q n
Pada potongan I-I maka akan didapat Qrata-rata I. Pada potongan II-I maka akan didapat Qrata-rata II, sehingga akan didapat garis masa debit dalam kurun waktu 10 tahun. Pada cara baru ini ada tendensi untuk memperbesar Q desain. Misal dari Q150-Q200 hari, dari garis masa debit rata-rata dalam satu periode (dalam hal ini 10 tahun) maka dapat didapat Q desain. Di Amerika Q120 hari dianggap sebagai Q desain karena tenaga air merupakan bantuan. 190
Mengambil rata – rata waktu dari garis masa debit (T). Misal terdapat garis masa debit 10 tahun, maka akan terdapat 10 garis. Dimana sumbu X menunjukkan hari dan Sumbu Y menunjukkan besarnya debit. Kemudian kalau dipotong secara horizontal misal di I-I yang terpotong melalui 10 tempat di garis masa debit tersebut. Pada potongan I-I yang tersinggung di 10 tempat didapat T1,T2,T3,…., dan seterusnya. Kemudian didapat T rata-rata : Dari bermacam macam potongan, dapat dihitung Trata-ratanya karena grafik dari harga Trata-rata dari berbagai macam potongan menuju Q minimum,maka cara kedua ini lebih teliti dari pada cara pertama. Dimana perencanaan debit desain akan lebih baik apabila dilakukan pengukuran debit sungai dimana periode pengukuran yang sangat lama, misal periode pengukuran sampai dengan 20 tahun. Pengukuran debit sungai dengan periode yang sangat lama akan menghasilkan Q desain yang sangat baik dimana tingkat ketelitian Q akan tinggi. Contoh metode Q Desain : Diketahui data pengukuran selama 10 tahun. Kemudian membuat garis debitnya (membuat garis rata-rata tahunan). Misal jika mendapati pengukuran dalam periode 10 tahun maka kita akan mempunyai 10 ordinat. Ordinat tidak harus dipasang urut berdasarkan tahunnya, tetapi bias berdasarkan mana yang besar , di depan dan yang kecil di belakang.
191
Gambar 7.7 Garis massa debit dalam kurun waktu 10 tahun Pengambilan perencanaan Q desain yaitu dipilih koordinat dari grafik masa debit dimana terjadi 80% kering. Dari Q tersebut maka dpat diketahui Q desain yaitu Q270 hari pada tahun 80 % kering tersebut dalam suatu periode. Potensi Energi Kapasitas terpasang dan energi listrik yang dihasilkan tiap tahunnya dihitung sebagai berikut : P = 𝜂 t . 𝜂 g . g . Qd . Hn E = P . 8760 Dimana : P = Kapasitas (KW)
𝜂 t = Effisiensi Turbine 𝜂 g = Effisiensi Generator Qd = Debit perencanaan (m3/det) Hn = Tinggi efektif = Hg Hg = Tinggi jatuh kotor (m) E = Jumlah energi setahun (KWH) 192
Perhitungan Daya yang Dihasilkan PLTA yang menghasilkan daya listrik bergantung sekali pada jumlah debit air sungai yang digunakan serta tinggi jatuh air yang didapatkan. Dalam perhitungan daya, nilai H dapat ditaksir dari peta topografi yang ada atau untuk secara lebih akurat dapat diukur dengan alat ukur survei langsung ke lapangan. Alat ukur survei tersebut dapat berupa Total Station atau GPS Geodetik. H adalah perbedaan muka air, yang pada keadaan banjir muka airnya dapat lebih tinggi. Tetapi perbedaan tinggi dapat diambil tidak berubah karena pada daerah yang lebih rendah muka air juga naik (Patty, 1995). Perbedaan tinggi dalam PLTA yang menggunakan run off river adalah selisih dari tinggi bendung yang direncanakan dengan elevasi power house. Tinggi bendung biasanya direncanakan dengan tinggi 2 hingga 3 meter dari permukaan air sungai. Daya yang dihasilkan oleh turbin diperoleh dengan persamaan berikut : Pt = g × H × Q × Dimana : Pt
= daya turbin (kW),
g
= percepatan gravitasi (m/detik2),
H
= jatuh efektif (m),
Q
= debit (m3/detik)
= efisiensi.
Daya keluaran turbin yang merupakan daya mekanik selanjutnya diubah menjadi daya listrik oleh generator pada tegangan rendah. Pada perubahan tersebut terjadi kehilangan daya sehingga generator juga memiliki efisiensi, yaitu g. Tegangan yang keluar dari generator perlu diubah menjadi tegangan transmisi melalui trafo. Perubahan tegangan ini
193
juga terjadi kehilangan daya sehingga trafo memiliki efisiensi juga, yaitu s. Optimasi Skala Pembangkit Optimisasi skala dimaksudkan untuk menentukan skala pembangkit yang berupa besarnya kapasitas terpasang untuk tata letak yang telah ditentukan. Optimisasi ini dilakukan dengan langkah-langkah sebagai berikut : a) Menyiapkan kurva durasi aliran (flow duration curve) untuk aliran di lokasi PLTA. Dalam hal ini, kurva durasi debit diperoleh dari analisa hidrologi. b) Melakukan desain awal untuk menentukan ukuran komponenkomponen pembangkit untuk setiap tingkat kehandalan berdasarkan debit primer, tinggi jatuh dan kehilangan tinggi jatuh, termasuk penentuan kapasitas terpasangnya. c) Melakukan analisis perkiraan pembangkitan tenaga untuk setiap tingkat kehandalan berdasarkan kurva durasi debit. Dalam hal ini dianggap PLTA akan berfungsi sebagai penyedia beban dasar. Hasil yang diperoleh dari analisa ini adalah jumlah energi yang dikeluarkan oleh pembangkit selama rangkaian waktu tersebut. d) Menghitung perkiraan biaya proyek untuk masing-masing tingkat kehandalah, termasuk biaya engineering, administrasi, pajak pertambahan nilai dan kontingensi. e) Menghitung nilai indeks energi dalam US$/ KWh untuk setiap tingkat kehandalan. 7.6 Biaya pembangkitan Misalkan, untuk membangun suatu PLTA dengan kapasitas terpasang 1 kW, dibutuhkan biaya awal $ 307,69 USD. Umur pakai PLTA yang dirancang adalah 10 tahun dengan biaya.operasional $ 76,92 194
USD/tahun. Sehingga total biayany a menjadi $ 769,23 USD. Maka, biaya rata-rata (Rp) perhari adalah : Rp/hari = biaya awal + biaya operasional / umur pakai(tahun) x jumlah hari/tahun = $ 307,69 + $ 76,92 / 10 tahun x 365 hari/tahun = $ 0,295 / hari Biaya (harga) per kWh ditentukan oleh biaya rata-rata perhari dan besarnya energi listrik yang dihasilkan per hari (kWh/hari). Energi perhari ini ditentukan oleh besarnya daya terpasang serta faktor daya1. Jika diasumsikan faktor daya besarnya 12, maka harga energi listrik per kWh adalah: Harga/kWh = Biaya perhari / Energi listrik yang dihasilkan (kWh/hari) = Biaya perhari / Daya terpasang (kW) x Faktor Daya = $ 0,295 /hari / 1 kW x 12 (jam/hari) = $ 0,024 / kWH Potensi Tenaga Air Indonesia Potensi tenaga air di Indonesia secara teoritis menurut hasil studi yang dilakukan pemerintah sekitar 77.854,8 MW yang tersebar di seluruh Indonesia terutama di lima pulau besar, dengan perincian sebagai berikut (Patty, 1995) : Pulau Jawa: 5 % sebesar 4.421,6 MW, Pulau Sumatra: 20 % sebesar 15.803,5 MW, Pulau Kalimantan: 30 % sebesar 23.052,8 MW, Pulau Sulawesi: 15 % sebesar 11.378,5 MW, Pulau Irian: 28 % sebesar 22.157,4 MW, Lain-lain: 2 %.
195
7.7 1. 2. 3. 4. 5.
196
DAFTAR PUSTAKA Killingtveit, Anund. 2003, Hydropower Development, NTNU, Norway. http://syahmuhammadnoor.blogspot.com/2013/10/makalahpembangkit-listrik-tenaga-air.html https://www.scribd.com/doc/219549116/Plta http://wiratamatama.blogspot.com/ http://www.slideshare.net/djoanezsangkang/ppt-plta-elsy
8 Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro 8.1 Pengertian Umum Pembangkitan tenaga listrik yang memanfaatkan energi air (PLTA) banyak terdapat di indonesia. Hal ini disebabkan tingginya potensi energi air yang ada di indonesia. Pembangkitan listrik tenaga air ini dapat diklasifikasikan berdasarkan daya output yang dikeluarkan. Tabel 8.1 dibawah ini menjelaskan klasifikasi pembangkit listrik tenaga air berdasar daya outpunya. Tabel 8.1. Jenis Pembangkit Listrik Tenaga Air berdasarkan kapasitas daya Jenis PLT Pico Hydro PLT Micro Hydro
Kapasitas Daya Listrik < 100 KW 100 KW – 1.000 KW
PLT Mini Hydro
1.000 KW – 10.000 KW
PLTA Kecil
10.000 KW – 25.000 KW
PLTA Besar
>25.000 KW
Mengacu pada tabel 8.1 bahwa pembangkit listrik tenaga air dapat dibagi menjadi PLTA Pico hidro, PLTA Micro hidro, PLTA Mini Hidro, PLTA Kecil dan PLTA besar berdasarkan daya outputnya. Pembangkit listrik tenaga air (PLTA) Minihidro hanyalah sebuah istilah. Mini artinya kecil sedangkan hidro artinya air. Dalam prakteknya istilah ini tidak merupakan sesuatu yang baku namun Minihidro, pasti menggunakan air sebagai sumber energinya karena 197
tegolong pembangkit listrik tenaga air. Pembangkit Lisrik Tenaga Air Minihidro adalah istilah yang digunakan untuk instalasi pembangkit listrik yang menggunakan energi air. Kondisi air yang bisa dimanfaatkan sebagai sumber daya (resources) penghasil listrik adalah yang memiliki kapasitas aliran dan ketinggian tertentu serta instalasi. Pembangkit listrik kecil yang dapat menggunakan tenaga air dengan cara memanfaatkan tinggi terjunan/head (dalam meter) dan jumlah debit airnya (m 3/detik). Semakin besar kapasitas aliran maupun ketinggiannya dari instalasi maka semakin besar energi yang bisa dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik. PLTA Mini Hidro umumnya merupakan pembangkit listrik jenis run of river dimana head diperoleh tidak dengan cara membangun bendungan besar, melainkan dengan mengalihkan aliran air sungai ke satu sisi dari sungai tersebut selanjutnya mengalirkannya lagi ke sungai pada suatu tempat dimana beda tinggi yang diperlukan sudah diperoleh. Pembangkit listrik tenaga air dibawah 10000 kW dan diatas 1000 kW digolongkan sebagai PLTA Mini Hidro. Biasanya Mini hidro dibangun berdasarkan adanya air yang mengalir di suatu daerah dengan kapasitas dan ketinggian yang memadai. Istilah kapasitas mengacu kepada jumlah volume aliran air persatuan waktu (flow capacity) sedangan beda ketinggian daerah aliran sampai ke instalasi dikenal dengan istilah head. Minihidro juga dikenal sebagai white resources dengan terjemahan bebasnya yaitu ”energi putih”. Sebab instalasi pembangkit listrik seperti ini mengunakan sumber daya yang disediakan oleh alam dan ramah lingkungan. Suatu kenyataan bahwa alam memiliki air terjun atau jenis lainnya yang menjadi tempat air mengalir. Dengan perkembangan teknologi sekarang maka energi aliran air beserta energi dari pengaruh perbedaan ketinggian dengan daerah tertentu (tempat instalasi yang akan dibangun) akan dapat diubah menjadi energi listrik.
198
Kelebihan Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hydro (PLTMH) 1.
Bahan bakar adalah sumber terbaharukan
2.
Biaya pengoperasian dan pemeliharaan PLTMH lebih rendah
3.
Turbin – turbin pada PLTMH bisa dioperasikan atau dihentikan pengoperasiannya setiap saat.
4.
PLTMH, cukup sederhana untuk dimengerti dan cukup mudah untuk dioperasikan.
5.
Jenis turbin yang sesuai dengan keadaan setempat.
6.
Pengembangan PLTMH dengan memanfaatkan arus sungai dapat menimbulkan juga manfaat lain seperti misalnya; pariwisata, perikanan dan lain – lain.
Kelemahan Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hydro (PLTMH) 1.
PLTMH merupakan proyek padat modal. Seperti padat modal yang lain, laju pengembalian modal proyek PLTMH adalah rendah.
2.
Masa persiapan suatu proyek PLTMH pada umumnya memakan waktu yang cukup lama.
3.
PLTMH sangat tergantung pada aliran sungai secara alamiah.
8.2 Prinsip Kerja PLTMH Secara teknis PLTA Mini Hidro memiliki tiga komponen utama yaitu air (hydro), turbin, dan generator. Prinsip kerja dari PLTA Mini Hidro sendiri pada dasarnya sama dengan PLTA hanya saja berbeda kapasitasnya atau besarnya. PLTA Mini Hidro pada prinsipnya memanfaatkan beda ketinggian atau sudut kemiringan dan jumlah debit air per detik yang ada pada saluran irigasi, sungai, maupun air terjun. Aliran air akan memutar turbin sehingga akan menghasilkan energi mekanik. Energi mekanik turbin akan memutar generator dan generator
199
menghasilkan listrik. Skema prinsip kerja PLTA Mini Hidro dapat dilihat pada gambar berikut : Pembangunan PLTA Mini Hidro perlu diawali dengan pembangunan bendungan untuk mengatur aliran air yang akan dimanfaatkan sebagai tenaga penggerak PLTA Mini Hidro. Bendungan ini perlu dilengkapi dengan pintu air dan penyaring sampah (filter) untuk mencegah masuknya kotoran maupun endapan lumpur. Bendungan sebaiknya dibangun pada dasar sungai yang stabil dan aman terhadap banjir. Di dekat bendungan dibangun bangunan pengambil (intake), kemudian dilanjutkan dengan pembuatan saluran pembawa yang berfungsi mengalirkan air dari intake.
Gambar 8.1. Skema Prinsip Kerja PLTMH Saluran Pembawa, saluran ini dilengkapi dengan saluran pelimpah pada setiap jarak tertentu untuk mengeluarkan air yang berlebih. Saluran ini dapat berupa saluran terbuka atau tertutup. Di ujung saluran pelimpah dibangun kolam pengendap. Kolam ini berfungsi untuk mengendapkan pasir dan menyaring kotoran sehingga air yang masuk ke 200
turbin relatif bersih. Saluran ini dibangun dengan cara memperdalam dan memperlebar saluran pembawa dan menambahnya dengan saluran penguras. Bak penenang / bak penampungan juga dibangun untuk menenangkan aliran air yang akan masuk ke turbin dan mengarahkannya masuk ke pipa pesat. Bak ini dibuat dengan konstruksi beton dan berjarak sedekat mungkin ke rumah turbin untuk menghemat pipa pesat. Pipa pesat (Penstok) berfungsi mengalirkan air sebelum masuk ke turbin. Dalam pipa ini, energi potensial air di kolam penenang diubah menjadi energi kinetik yang akan memutar roda turbin. Biasany a terbuat dari pipa baja yang dirol, lalu dilas. Untuk sambungan antar pipa digunakan flens. Pipa ini harus didukung oleh pondasi yang mampu menahan beban statis dan dinamisnya. Pondasi dan dudukan ini diusahakan selurus mungkin, karena itu perlu dirancang sesuai dengan kondisi tanah. Turbin, generator dan sistem kontrol masing-masing diletakkan dalam sebuah rumah yang terpisah. Pondasi turbin-generator juga harus dipisahkan dari pondasi rumahnya. Tujuannya adalah untuk menghindari masalah akibat getaran. Rumah turbin harus dirancang sedemikian agar memudahkan perawatan dan pemeriksaan. Setelah keluar dari pipa pesat, air akan memasuki turbin pada bagian inlet. Di dalamnya terdapat guided vane untuk mengatur pembukaan dan penutupan turbin serta mengatur jumlah air yang masuk ke runner/blade (komponen utama turbin). Runner terbuat dari baja dengan kekuatan tarik tinggi yang dilas pada dua buah piringan sejajar. Aliran air akan memutar runner dan menghasilkan energi kinetik yang akan memutar poros turbin. Energi yang timbul akibat putaran poros kemudian ditransmisikan ke generator. Seluruh sistem ini harus balance, turbin harus dilengkapi casing yang berfungsi mengarahkan air ke runner. Pada bagian bawah casing terdapat pengunci turbin. Bantalan (bearing) terdapat pada sebelah kiri dan kanan 201
poros dan berfungsi untuk menyangga poros agar dapat berputar dengan lancar. Daya poros dari turbin ini harus ditransmisikan ke generator agar dapat diubah menjadi energi listrik. Generator yang dapat digunakan pada minihidro adalah generator sinkron dan generator induksi. Sistem transmisi daya ini dapat berupa sistem transmisi langsung (daya poros langsung dihubungkan dengan poros generator dengan bantuan kopling), atau sistem transmisi daya tidak langsung, yaitu menggunakan sabuk atau belt untuk memindahkan daya antara dua poros sejajar. Keuntungan sistem transmisi langsung adalah lebih kompak, mudah dirawat, dan efisiensinya lebih tinggi. Tetapi sumbu poros harus benar-benar lurus dan putaran poros generator harus sama dengan kecepatan putar poros turbin. Masalah ketidaklurusan sumbu dapat diatasi dengan bantuan kopling fleksibel. Gearbox dapat digunakan untuk mengoreksi kecepatan putaran. Sistem transmisi tidak langsung memungkinkan adanya variasi dalam penggunaan generator secara lebih luas karena kecepatan putar poros generator tidak perlu sama dengan kecepatan putar poros turbin. Jenis sabuk yang biasa digunakan untuk PLTMH skala besar adalah jenis flat belt, sedang V-belt digunakan untuk skala di bawah 20 kW. Komponen pendukung yang diperlukan pada sistem ini adalah pulley, bantalan dan kopling. Listrik yang dihasilkan oleh generator dapat langsung ditransmisikan lewat kabel pada tiang-tiang listrik menuju rumah konsumen. Bagian-Bagian PLTMH a. Bendungan pengalih Pada umumnya instalasi PLTA Mini Hidro merupakan pembangkit listrik tenaga air jenis aliran sungai langsung, jarang menggunakan jenis waduk (bendungan besar). Bendungan pengalih berfungsi untuk mengalihkan air melalui sebuah pembuka di bagian sisi 202
sungai (‘Intake’ pembuka) ke dalam sebuah bak pengendap (Settling Basin).
Gambar 8.2. Bendungan5 b. Bak pengendap (Settling Basin) Bak pengendap digunakan untuk memindahkan partikelpartikel pasir dari air. Bak pengendap sangat penting untuk melindungi komponen-komponen berikutnya dari pasir atau kotoran lain. c. Saluran pembawa Saluran pembawa mengikuti kontur dari sisi bukit untuk menjaga elevasi dari air yang disalurkan.
Gambar 8.3 Saluran Pembawa6 5
“PLTMH HOLBUNG – MEDAN – SUMATERA UTARA, diakses pada 18 Mei
2015, http://www.hanjuang.co.id/pltmh-holbung-medan-sumatera-utara/ 6
“Trust energy PT. TRI UNGGUL SETIATAMA”, diakses pada 18 Mei 2015,
http://trustenergy.hyperphp.com/pltmh.html 203
d. Bak penenang Fungsi dari bak penenang adalah untuk mengatur perbedaan keluaran air antara sebuah penstock dan headrace, juga berfungsi untuk menengkan air sebelum masuk penstok serta untuk pemisahan akhir kotoran dalam air seperti pasir, kayu kayuan.
Gambar 8.4. Bak Penenang7
e. Penstock (Pipa pesat) Penstock atau pipa pesat adalah pipa yang menyalurkan air kemudian dihubungkan pada sebuah elevasi yang lebih rendah ke sebuah roda air, sehingga menimbulkan air berkecepatan tinggi untuk memutar turbin.
7
“ibid” 204
Gambar 8.5. Pipa Pesat8 f. Pipa Pendatar Berfungsi mengamankan pipa pesat apabila terjadi tekanan kejut atau tekanan mendadak yang biasa disebut sebagai pukulan air (water hammer) saat Katup Utama (Inlet Valve) ditutup seketika. Terletak sebelum pipa pesat.
Gambar 8.6. Pipa Pendatar9 g. Turbin Turbin merupakan sebuah konstruksi mekanik yang akan berputar ketika terkena air dengan kecepatan tinggi. Turbin inilah yang akan dikopel dengan generator sehingga ketika turbin berputar maka 8
“Trust energy PT. TRI UNGGUL SETIATAMA”, diakses pada 18 Mei 2015, http://trustenergy.hyperphp.com/pltmh.html 9 “ibid” 205
generator akan berputar dan menghasilakan energy listrik. Ada beberapa jenis turbin yang biasa digunakan Pemilihan jenis turbin dapat ditentukan berdasarkan kelebihan dan kekurangan dari jenisjenis turbin, khususnya untuk suatu desain yang sangat spesifik. Pada tahap awal, pemilihan jenis turbin dapat diperhitungkan dengan mempertimbangkan parameterparameter khusus yang mempengaruhi sistem operasi turbin terutama ketinggian head. Dibawah ini adalah tabel jenis jenis turbin berdasarkan tinggi jatuh. Tabel 8.2. Jenis Turbin Air Jenis Turbin
Variasi Head (m)
Kaplan
2 < H < 20
Propeller
2 < H < 20
Francis
10 < H < 350
Crossflow
6 < H < 100
Pelton
50 < H < 1000
Turgo
50 < H < 250
Gambar 8.7. Turbin10 h. Generator Generator adalah suatu peralatan yang berfungsi mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Jenis generator yang digunakan
10
“http://www.alibaba.com”, diakses pada tanggal 18 Mei 2015
206
pada pembangkit listrik terdapat dua jenis yaitu generator sinkron dan generator induksi
Gambar 8.8. Generator11 i. Power House Rumah pembangkit adalah rumah tempat semua peralatan mekanik dan elektrik PLTMH. Peralatan Mekanik seperti Turbin dan Generator berada dalam Rumah Pembangkit, demikian pula peralatan elektrik seperti kontroler dan panel.
Gambar 8.9. Power House12 8.3 Rumus / Persamaan untuk Perhitungan Kapasitas 8.3.1 Bendungan Lebar bendungan : 1,2 x lebar sungai (m)
11
“ibid” “Trust energy PT. TRI UNGGUL SETIATAMA”,diakses pada 18 Mei 2015, http://trustenergy.hyperphp.com/pltmh.html 12
207
Lebar pintu penguras :
1 10
x lebar bendungan (m)
Volume bendungan (V) : P x L x T 8.3.2 Waterway 1
Tinggi muka air : h = 𝑥 (𝐴/𝑃)2/3 𝑥 𝑆 1/2 𝑛
Kecepatan air : V = Q/A 8.3.3 Kolam Penenang Lebar kolam : 3 x Lebar Waterway Panjang kolam : 3 x Lebar kolam 8.3.4 Penstock Kecepatan air : 0,125 √2 𝑥 𝑔 𝑥 ℎ Luas pipa (A) = Q/V 2𝐴
Diameter Pipa (Dp) = √
𝜋
Ketebalan Pipa (Pp) = 17,6 + (
20 100
Ketebalan dinding pipa (Tp) =
𝑥 17,6)
𝑃𝑥𝑅 𝑆 𝜂−0,6 𝑃
+ 0,15
8.3.5 Rumus Turbin 144 𝑁 𝑄
Lebar turbin : 𝐿 = (862)(0,98)(0,087)(2𝑔)1/2
𝐻
𝑁= ( Kecepatan spesifik turbin : 𝑛𝑠 = Diameter runner : 𝐷𝑜 = Diameter outlet : 𝐷𝑠 =
60 𝑣𝑜𝑒 √2𝑔𝐻
208
𝜋𝑛
60 𝑣𝑜𝑠 √2𝑔𝐻
Kecepatan turbin : 𝑛 = ( Jarak antar sudu :
3763 𝐻 0,854
𝜋𝑛 862 𝐷
) 𝐻1/2
862 𝐷1
) 𝐻1/2
𝑆1 = 𝑘 𝐷1 𝑇=
𝑆1 sin 𝛽1
Jumlah sudu : 𝑁=
𝜋 𝐷1 𝑇
Kelengkungan sudu : 𝜌 = 𝑟 𝑥 0,326 Daya hidrolis turbin : 𝑃ℎ = 𝛾 𝑄𝑑 𝐻 8.3.6 Generator Daya keluaran generator : Efesiensi Generator x 𝑃𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛 Belt ratio :
RPMturbin RPMgenerator
Keterangan Notasi Rumus : Bendungan V = Volume bendungan P = Panjang bendungan L = Lebar bendungan T = Tinggi bendungan Waterway h = Tinggi muka air V = Kecepatan air Penstock A = Luas pipa (A) : Q/V Dp = Diameter Pipa Pp = Ketebalan Pipa Tp = Ketebalan dinding pipa
209
Turbin L = Lebar Turbin Ns = Kecepatan spesifik turbin (rpm) n = Kecepatan turbin (rpm) Do = Diameter runner (m) Ds = Diameter outlet (m) N = Jumlah sudu turbin S1 = Jarak antar sudu (cm) 𝜌 = Kelengkungan sudu Ph = Daya hidrolis (Watt) 𝛾 = Berat jenis air (N/m3) = 9810 N/m3 Qd =
Debit air (m3/s)
Hg = Tinggi jatuh air (m) Generator Pg = Daya output generator (watt) 8.4 Kapasitas Daya Terbangkit 8.4.1 Perhitungan Bendungan Dalam menentukan tinggi muka air maksimum pada sungai dipengaruhi oleh: Kemiringan dasar sungai ( I ); Lebar dasar sungai (b); Debit maksimum (Qd). Asumsi lebar sungai = 5 m Sehingga akan diperoleh lebar bendung1.2 x 5 = 6 m Lebar pintu penguras = 1/10 * LB = 0.1*6 = 0.6 m Tinggi mercu bendung, dianjurkan tidak lebih dari 4,00 meter dan minimum 0,5 H (H = tinggi energi di atas mercu). 210
Maka diasumsikan tinggi bendung = 3 m Asumsi kedalaman sungai = 5 m, P = 1 m Lebar dasar sungai = Lebar bendung Lebar dasar sungai = 5 m Dari data yang ada maka akan diperoleh volume pada bendung sekurangkurang nya L x T = 5 x 6 = 30 m³ (debit 1m³30 sec) Misal Q = 20 m³/sec, maka bendung dalam tempo 1.5 sec sudah terisi penuh. Catatan: kondisi perencanaan bendung dapat diperbesar maupun diperkecil sesuai kebutuhan. 8.4.2 Perhitungan Waterway Berikut ini adalah data asumsi dalam perencanaan saluran pembawa : Lebar saluran pembawa
: 2,40 m (desain)
Koefisien Manning (n) : 0,017 (pasangan batu) Slope (S)
: 0,0005 (desain)
Menghitung kecepatan air V = Q/A V=
20
= 1,5 m/s
2,4 𝑥 5,5
Menghitung tinggi muka air Q=VxA
V = Q/A
𝐴 2 3
1
V= .( ) .𝑆 𝑛
20 2,4 𝑥 ℎ 20 2,4 𝑥 ℎ 20 3,105ℎ 20 3,105ℎ
𝑃
=
1 0,017
1 2
.(
2,4 𝑥 ℎ 2/3 2ℎ+2,4
= 58,82 . ( =( =
)
. 0,00051/2
2,4 𝑥 ℎ 2/3 2ℎ+2,4
)
. 0,022
2,4 𝑥 ℎ 2/3 2ℎ+2,4
)
1,92 ℎ 1,3ℎ+1,92
211
6ℎ2 =26h + 38,4 6ℎ2 - 26h - 38,4 = 0 h = 5,5 m 8.4.3 Perhitungan Kolam Penenang Lebar kolam = 3X lebar waterway = 3 x 2.4 m = 7.2 m Panjang kolam = 3X lebar kolam = 3 x 7.2 m = 21.6 m 8.4.4 Perhitungan Penstock Di mana H = 40 m, Q = 20/2 = 10 𝑚3 /s Pipa penstock yang digunakan berjumlah 2 Kecepatan air (V) 0,125 √2. 𝑔. ℎ = 0,125 √2.9,8.40 = 3,53 m/s Luas Pipa (A) Q/V
= 10 / 3,53 = 2,832 𝑚2
Diameter pipa 2𝐴
𝐷𝑝 = √
𝜋
=√
2.2,832 3,14
= 1,34 m
Pipa penstock dibuat lurus untuk mengurangi rugi – rugi pusran dan gesekan Panjang pipa menyesuaikan kondisi lapangan. Dan kemiringan dibuat 45⁰ terhadap tinggi jatuh turbin maka panjang pipa diperoleh 56,5 m Pada penentuan pipa penstock, dibutuhkan data-data pendukung, yaitu di antaranya : Tekanan air pada kepala pipa = 17,6 kg/c𝑚2 Tekanan desain pada pipa (S) = 1020 kg/c𝑚2 Efisiensi = 85% Tekanan tambahan pada pipa = 20% Ketebalan pipa 212
Pp = 17,6 + (
20 100
𝑥 17,6 ) = 21,12 𝑘𝑔/𝑐𝑚2
Dari diameter 1,34 m, maka jari-jarinya (R) = 67 cm Ketebalan dinding pada pipa Tp =
𝑃.𝑅 𝑆.𝜂 −0,6.𝑃
+ 0,15 =
21,12.67 1020.0,85 −0,6.21,12
+ 0,15= 2 cm
8.4.5 Perhitungan Turbin Lebar dan diameter turbin 144 𝑁 𝑄
𝐿 = (862)(0,98)(0,087)(2𝑔)1/2 𝑁= ( 𝐿=
𝐿=
862 𝐷1
𝐻
) 𝐻1/2 144 𝑄
1 1 (0,98)(0,087)(2𝑔)2 𝐷1 𝐻 2
=
210,6 𝑄 𝐷1 𝐻 1/2
𝑚3 𝑠 1 𝐷1 𝑥 402
210,6 𝑥 10
𝐿 𝐷1 = 13309,92 𝐿=
13309,92 𝐷1
Dimana nilai D mulai dari 50 cm sampai 100 cm D = 100 cm 𝐿=
13309,92 100
= 133,09 𝑐𝑚
Diameter Runner dan Outlet 𝑛𝑠 =
3763 = 161,22 𝑟𝑝𝑚 𝑯𝟎.𝟖𝟓𝟒 didapatkan 𝑉𝑜𝑠 = 0,681 𝑚/𝑠 dan 𝑉𝑜𝑒 = 0,741 𝑚/𝑠
𝐷𝑜 =
60 𝑉𝑜𝑒 √2𝑔ℎ = 0,396 𝑚 (𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑟𝑢𝑛𝑛𝑒𝑟) 𝝅𝑛
𝐷𝑠 =
60 𝑉𝑜𝑠 √2𝑔ℎ = 0,364 𝑚 (𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑜𝑢𝑡𝑙𝑒𝑡) 𝝅𝑛
Kecepatan Turbin 𝑛=(
862 𝐷
) 𝐻1/2 = (
862 39,37 𝑖𝑛𝑐ℎ
) (1574,8 𝑖𝑛𝑐ℎ)1/2 = 832,48 𝑅𝑃𝑀 213
Jarak antar sudu Turbin 𝑆1 = 𝑘 𝐷1 = (0,087)(38,37 𝑖𝑛𝑐ℎ) = 3,425 𝑖𝑛𝑐ℎ = 8,66 𝑐𝑚 Jadi 𝑇=
𝑆1 sin 𝛽1
=
3,425 𝑖𝑛𝑐ℎ 0,5
= 6,85 𝑖𝑛𝑐ℎ = 17,33 𝑐𝑚
Jumlah sudu Turbin 𝑁=
𝜋 𝐷1 𝑇
=
3,14 𝑥 39,37 𝑖𝑛𝑐ℎ 6,85 𝑖𝑛𝑐ℎ
= 18 𝑏𝑢𝑎ℎ
Kelengkungan sudu Turbin 𝜌 = 𝑟 𝑥 0,326 = (19,68 𝑖𝑛𝑐ℎ)𝑥 0,326 = 6,417 𝑖𝑛𝑐ℎ = 16,29 𝑐𝑚 Jumlah Turbin Jumlah turbin yang digunakan berjumlah 2 Perencanaan berdasarkan : Tinggi jatuh ( h )
= 40 m
Debit air ( Q )
= 20 m3/sec
Dengan 2 buah turbin yang digunakan maka debit air menjadi Q/2 = 20/2 = 10 m3/s Berdasarkan grafik pemilihan jenis turbin di atas, maka turbin yang kita gunakan adalah turbin Francis Menghitung daya hidrolis turbin Ph = 𝛾 x Qd x Hg = 9810 x 10 x 40 = 3.924 MW
Turbin yang digunakan Turbin trademark fuchun (model HL-110-WJ-84) , range ketinggian air (10 m -300 m), 4120 kW, Diameter runner (0,39 m) 8.4.6 Perhitungan generator Daya hidrolis 214
Ph = p x H x Q x g = 996 x 40 x 20 x 9,8 = 7.808.640 Watt Karena plant menggunakan 2 buah turbin maka daya pada setiap turbin adalah adalah 7.808.640 : 2 = 3.924.320 watt Daya keluaran turbin (Pt) Pt = efesiensi turbin x Ph = 0,9 x 3.924.320 = 3.531.888 Watt Daya keluaran generator (Pg) Pg = efesiensi generator x Pg = 0,9 x 3.531.888 = 3.178.670 Watt Generator yang digunakan 2 buah Generator sinkron avespeed, 3 fasa, 50 hz, 4000 kW, 1500 rpm, efisiensi 90 %, brushless exiter. 8.5 Biaya Pembangkitan (perhitungan pada bulan Mei 2015) 8.5.1 Biaya Pembangunan PLTMH Tabel 8.3. Rincian Biaya Pembangunan PLTMH No
Uraian Pekerjaan
Jumlah
1
Pekerjaan Persiapan
US$
153,84
2
Konstruksi Kolam Bendung
US$
759.753,7
3
Konstruksi saluran Pembawa Air
US$
58.152,14
4
Konstruksi Kolam Penenang
US$
99.131,04
5
Kontruksi Penstock
US$
15.217,72 215
6
Kontruksi Power House
US$
69.230,77
7
Pembelian Turbin
US$
200.769,2
8
Pembelian Generator
US$
602.307,7
Total Konstruksi
US$
1.958.408
PPN (10 %)
US$
195.840,8
Total
US$
2.154.249
Dibulatkan
US$
2.154.250
8.5.2 Perhitungan Biaya per/KWH Biaya Awal/Kwh
= Biaya awal total / Daya terbangkit = 28.005.250.000 / 6.357.340 = $ 0,388 USD/Kwh
Asumsi biaya operasional per tahun adalah 10 juta rupiah dan diasumsikan PLTMH ini beroperasi selama 15 tahun Biaya Operasional
= Biaya operasional/ tahun x tahun = $ 769,23 USD x 15 = $ 11.538,46 USD
Biaya Rata–rata / hari = (Biaya Awal/kWh + Biaya Operasional)/(Umur pakai x jumlah hari / tahun) = ($ 0,388 + $ 11.538,46) / (15 x 365) = $ 11.538,38 / 5475 = $ 2,107 USD / hari Biaya per kWh = $ 2,107 USD / 24 = $ 0,087 / kWh 8.5.3
Perhitungan Break Event Point jika harga jual per kWh adalah $ 0,092 USD
Biaya rata–rata / hari = $ 0,092 x 24 = $ 2,215 USD 216
Perkiraan Break Event Point Biaya rata–rata / hari = (biaya awal/kWh + biaya operasional)/(umur pakai x jumlah hari / tahun) $ 2,215 USD
= ($ 0,388 + $ 11.538,46) / jumlah hari
Jumlah hari
= ($ 0,388 + $ 11.538,46) / $ 2,215 = 5209 Hari
Jumlah tahun = 14 tahun
217
8.6 DAFTAR PUSTAKA 1.
Helena Ramos, 2000. Guidlines for Design of Small Hydropower Plants. Hydraulic/Civil Engineering, IST – Technical University of Lisbon
2.
Warsito., S , Abdul Syakur, danAgusAdhiNugroho, 2005. Studi Awal Perencanaan Sistem Mekanikal dan Kelistrikan Sistem Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro. Universitas Islam Sultan Agung:
3.
Barlian M., Made Mara, Yesung AP., Perancangan Pipa Pesat, Dinamika Teknik Mesin. Volume 3 No. 2 Juli 2013ISSN: 2088088X
4.
Nugroho, agung, joko windarto, febriansyah, eri badridduja, 2012. Penentuan Kapasitas Pembangkit Tenaga Mini Hidrodi Sungai Damar Kabupaten Kendal. Universitas Diponegoro Semarang. Semarang
5.
Wibowo, Ady Nan, Very Dermawan, Donny Harisuseno. 2012. Studi Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH) Wamena,Universitas Brawijaya. Malang.
218
9 Pembangkit Listrik Tenaga Surya (Photovoltaic) 9.1. Pengertian Umum Indonesia adalah negara tropis yang hanya mengalami dua musim, panas dan hujan. Matahari akan bersinar sepanjang tahun, meskipun pada musim hujan intensitasnya berkurang. Kondisi iklim ini menyebabkan matahari dapat menjadi alternatif sumber energi masa depan di Indonesia. Selain matahari, Indonesia juga mempunyai cadangan minyak dan gas bumi yang relatif banyak. Sebagian telah dieksploitasi.
Gambar 9.1 Energi yang dihasilkan dari matahari Permasalahan yang ada adalah minyak dan gas bumi adalah sumber energi yang tidak terbarui. Tanpa pemakaian yang bijaksana suatu saat sumber tersebut akan habis. Selain itu, pembakaran minyak 219
dan gas bumi menimbulkan polusi udara. Ketika isu lingkungan makin keras disuarakan oleh kelompok ‘hijau’, sumber energi yang ramah lingkungan dan terbarui menjadi aset berharga. Apalagi penggunaan energi surya Indonesia saat ini masih kurang dari 5% total pemakaian energi nasional. 9.2
Sel Surya/Photovoltaic(PV) Panel surya adalah alat yang digunakan untuk mengubah sinar
matahari menjadi listrik. Dalam sinar matahari terkandung energi dalam bentuk foton. Ketika foton ini mengenai permukaan sel surya, elektronelektronnya akan tereksitasi dan menimbulkan aliran listrik. Prinsip ini dikenal sebagai prinsip fotoelektrik. Sel surya dapat tereksitasi karena terbuat dari material semikonduktor yang mengandung unsur silikon. Silikon ini terdiri atas dua jenis lapisan sensitif: lapisan negatif (tipe-n) dan lapisan positif (tipe-p). Sel surya atau Photovoltaic (PV) merupakan alat yang berfungsi untuk mengubah atau mengkonversi energi matahari menjadi energi listrik. Photovoltaic terbuat dari bahan semikonduktor, dalam hal ini bahan yang sering dipakai adalah silikon. Silikon dalam sel suryadapat berperan sebagai konduktor maupun isolator. Hal yang mempengaruhi dari kinerja photovoltaic dengan bahan silikon adalah temperatur dan intensitas cahaya matahari yang masuk ke dalam sel surya. Ketika photovoltaic mendapat masukan berupa intensitas cahaya matahari dan temperatur akan dapat menghasilkan arus. Besar arus yang dihasilkan oleh photovoltaic berbanding lurus dengan besar intensitas cahaya matahari yang masuk ke dalam sel surya. Besar intensitas cahaya matahari berubah sesuai dengan pergeseran posisi matahari dan cuaca. Faktor cuaca seperti cuaca mendung dan cuaca cerah akan mempengaruhi besar intensitas cahaya matahari.
220
Gambar 9.2 Panel surya (Photovoltaic) Sel surya adalah bagian struktur dasar dari modul PV. Berdasarkan fenomena fotoelektrik, sel surya dapat mentransfer energi foton matahari menjadi energi elektrik. Energi listrik yang dihasilkan sel surya sangatlah kecil, maka dari itu sel surya perlu dibentuk menjadi modul PV yang berisi dari banyak sel surya. Daya yang lebih besar lagi dapat dihasilkan dengan mengkonfigurasikan modul PV menjadi PV array. Terdapat setidaknya dua jenis panel surya yaitu polikristalin dan monokristalin. Panel surya monokristalin merupakan panel yang paling efisien yang dihasilkan dengan teknologi terkini dan menghasilkan daya listrik per satuan luas yang paling tinggi. Monokristal dirancang untuk penggunaan yang memerlukan konsumsi listrik besar pada tempattempat yang beriklim tropis. Kelemahan dari panel jenis ini adalah tidak akan berfungsi baik di tempat yang cahaya mataharinya kurang (teduh), efisiensinya akan turun drastis dalam cuaca berawan. Panel surya polikristalin merupakan panel surya yang memiliki susunan kristal acak karena difabrikasi dengan proses pengecoran. Tipe ini memerlukan luas permukaan yang lebih besar dibandingkan dengan jenis monokristalin untuk menghasilkan daya listrik yang sama. Panel surya jenis ini memiliki efisiensi lebih rendah dibandingkan tipe 221
monokristalin, sehingga memiliki harga yang cenderung lebih rendah. Keunggulan tipe polikristalin adalah panel surya masih dapat mengkonversi energi yang lebih tinggi pada cuaca yang berawan jika dibandingkan dengan tipe monokristalin. 2.2
Rangkaian Ekivalen Photovoltaic Rangkaian ekivalen sel surya dapat direpresentasikan sebagai
sumber arus ideal, dioda (dengan sisi n pada bagian atas dan sisi p pada bagian bawah), resistansi paralel dan resistansi seri. Arus searah yang dihasilkan dari sumber arus ideal adalah sebanding dengan iradiasi cahaya
yang
diterima
sel
surya.
Resistansi
seri
dan
paralel
merepresentasikan nilai drop tegangan sepanjang sampai kontak terminal luar dan arus bocor sepanjang jalur sel. Foton pada cahaya matahari memiliki panjang gelombang yang cukup pendek dan energi yang cukup tinggi yang dapat menyebabkan elektron pada material sel surya untuk terbebas dari atom yang menahannya. Jika terdapat medan listrik yang cukup dekat, elektron tersebut akan berpindah ke sebuah kontak metal dimana elektron-elektron tersebut akan bersatu sebagai arus listrik.
Gambar 9.3 Prinsip kerja sel surya Gambar 9.3 menunjukkan ketika foton membentuk pasangan lubang-elektron pada perbatasan sisi n dan sisi p, medan listrik tersebut akan menyapu lubang ke sisi p dan menyapu elektron ke sisi n. 222
Sebuah rangkain ekivalen sederhana untuk sebuah sel surya terdiri dari sebuah sumber arus yang dikendalikan dengan cahaya matahari dan paralel dengan sebuah dioda seperti ditunjukkan pada persamaan matematis berikut:
𝐼 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑂 (𝑒
𝑞(𝑉+𝐼.𝑅𝑆 ) 𝐾.𝑇.𝐴
− 1) −
𝑉+𝐼.𝑅𝑆 𝑅𝑠ℎ
(9.1)
Keterangan: I
= aruskeluaran PV
T
= Suhu matahari
V
= TeganganterminalPV
RS
= Resistansi seri
𝐼𝑂
= Arus saturasi dioda
𝐼𝑝ℎ
= Arus hasil dari foton
Rsh
= Resistansi paralel
q
= electron charge (1,6 x e-19 C)
Iph
= arus cahaya (photo current)
A
= Konstanta kualitas dioda (1 ≤ A ≤ 2)
K= Konstanta Boltzman (1,38 x 10-23 J/°K)
Gambar 9.4 Rangkaian ekivalen sel surya Arus saturasi dioda (Io) dipengaruhi oleh suhu kerja sel yang dirumuskan oleh persamaan berikut: 223
𝐼𝑜 = 𝐼𝑜𝑟𝑒𝑓 (
𝑇
𝑇𝑟𝑒𝑓
3 𝑛
) 𝑒
−𝑞.𝐸𝑔 1 1 ( − ) 𝑛.𝐾 𝑇 𝑇𝑟𝑒𝑓
(9.2)
dimana 𝐼𝑜𝑟𝑒𝑓 adalah arus saturasi dioda pada kondisi standar (1.000W/m2 dan 25°C)
𝐼𝑜𝑟𝑒𝑓 =
𝐼𝑠𝑐 𝑞.𝑉𝑜𝑐 −1 𝑛.𝐾.𝑇𝑟𝑒𝑓 𝑒
(9.3)
Keterangan: T
: Suhu operasi sel
Tref
: Suhu referensi sel
Eg
: energi bandgap semikonduktor PV Arus cahaya (Iph) sangat bergantung pada tingkat iradiasi dan
temperatur kerja dari sel surya, yang dideskripsikan persamaan matematis berikut [5]: 𝐼𝑝ℎ = (𝐼𝑠𝑐 + 𝐾1 (𝑇 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 ))
𝐺 𝐺𝑜
(9.4)
Keterangan: Isc
: Arus hubung singkat pada kondisi standar
K1
: Koefisien suhu sel
G
: Iradiasi kerja sel
Go
: Referensi iradiasi (1.000 W/m2) Kapasitas daya dari sel surya sangatlah kecil, untuk itu agar
mendapatkan daya yang besar perlu dilakukan konfigurasi dari susunan sel-sel surya secara seri maupun paralel membentuk panel/modul surya. Dari panel surya, dapat dibentuk lagi konfigurasi susunan panel-panel menjadi PV array yang memiliki tegangan, arus, serta daya yang lebih besar. 224
Gambar 9.5 Sel PV, Panel PV dan PV array Pada PV array dapat mengandung panel PV sebanyak Ns secara seri dan sebanyak Np secara paralel, dirumuskan sebagai berikut:
𝑞
(
𝐼 = 𝑁𝑝 𝐼𝑝ℎ − 𝑁𝑝 𝐼𝑜 𝑒 𝑛.𝐾.𝑇
𝑉𝑝𝑣 𝑅𝑠 .𝐼𝑝𝑣 + )−1 𝑁𝑠 𝑁𝑝
−
𝑁𝑝 𝑅𝑠ℎ
𝑉𝑝𝑣
(
𝑁𝑠
+
𝑅𝑠 .𝐼𝑝𝑣 𝑁𝑝
(9.5)
)
dimana Npdan Ns adalah jumlah panel surya yang disusun secara paralel dan seri. Dalam prakteknya, untuk mendapatkan besar tegangan dan arus dengan nilai tertentu pada panel surya, maka harus dilakukan pemasangan panel surya secara seri dan paralel. Gambar 9.5 adalah grafik arus dan tegangan (I-V) dari dua buah panel surya identik yang dihubungkan secara seri dan paralel:
I
V (a)
225
V (b) Gambar 9.6 Panel Surya dihubungkan (a) seri dan (b) paralel 9.2.1
Karakteristik Arus-Tegangan PV Dua hal penting dari karakteristik arus-tegangan sel surya yaitu
tegangan rangkaian terbuka (VOC) dan arus hubung singkat (ISC).Tegangan rangkaian terbuka dapat ditentukan melalui persamaan 9.1 saat arus keluaran sama dengan nol (I=0) dan tahanan seri diabaikan, Sehingga persamaan 9.1 menjadi seperti persamaan 9.3. Sementara arus rangkaian tertutup adalah arus saat V=0 dan nilainya mendekati dengan nilai arus masukan (IL) seperti persamaan 9.5.
𝑉𝑂𝐶 ≈
𝐴.𝑘.𝑇 𝑞
𝐼
𝑙𝑛 ( 𝐿 + 1) 𝐼𝑂
(9.6) (9.7)
𝐼𝑆𝐶 ≈ 𝐼𝐿
Berdasarkan kurva karakteristik arus-tegangan PV, daya maksimum dari sel surya terjadi saat perkalian tegangan (V) dan arus (I) dari panel surya menghasilkan nilai daya (P=VxI) yang paling maksimal. Titik ini dikenal dengan Maximum Power Point (MPP) dan dapat dilihat pada Gambar 9.6
226
Isc
Pmax
Arus, I (A)
Daya, P (Watt)
Impp
Tegangan, V (Volt)
Vmpp
Voc
Gambar 9.7 Grafik V-I (biru) dan V-P (merah) pada PV 9.2.2
Efek Suhu dan Iradiasi Dua faktor penting yang mempengaruhi kinerja photovoltaic,
yaitu iradiasidan suhu matahari. Kedua faktor tersebut sangat berpengaruh kuat terhadap perubahan karakteristik panel surya. Akibatnya, titik daya maksimum menjadi bervariasi sesuai dengan perubahan iradiasi dan suhu sel akibat panas matahari. Itulah alasan mengapa titik daya maksimum harus ditentukan dan dipastikan agar daya yang dihasilkan panel surya bekerja pada titik maksimal.
Gambar 9.8 Kurva V-I photovoltaicpada perubahan nilai iradiasi dan suhu 227
Gambar 9.9 Kurva V-P photovoltaic pada perubahan iradiasi dan suhu Gambar 9.7 merupakan kurva karakteristik arus terhadap tegangan PV dan Gambar 9.8 adalah kurva karakteristik daya terhadap tegangan PV dengan berbagai nilai iradiasi serta suhu yang berubah-ubah. Semakin
tinggi
nilai
iradiasimaka
arus
keluaran
PV
semakin
besarsehingga dayanya pun semakin besar pula. Namun, kenaikan suhu akan membuat tegangan sel surya menjadi turun sehingga membuat daya PV menurun. Apabila dalam sistem PV tidak dioperasikan pada titik daya maksimum maka akan timbul rugi daya yang besar. Maka dari itu,perlu suatu alat dengan metoda tertentu yang bekerja untuk menelusuri (tracking) titik daya maksimum pada panel surya untuk menstabilkan daya yang dihasilkan PV selalu bernilai maksimum pada setiap perubahan iradiasi maupun suhu matahari. 9.3
Instalasi Photovoltaic Instalasi Panel surya membutuhkan beberapa komponen
instalasi
pendukung.
Komponen-komponen
sistem
panel
surya
dibutuhkan dengan tujuan untuk mendukung agar dapat mengalirkan energi listrik optimal yang dihasilkan dari PV menjadi energi yang siap 228
pakai sesuai dengan jenis beban yang diberikan. Komponen instalasi tesebut adalah:
Modul PV / Array PV, sebagai sumber pengubah energi matahari menjadi listrik.
Gambar 9.10 Panel surya
Charge controller, digunakan untuk mengatur pengaturan pengisian baterai. Tegangan maksimum yang dihasilkan panel surya / solar cell pada hari yang terik akan menghasilkan tegangan tinggi yang dapat merusak baterai.
Gambar 9.11 Charge Controller Panel Surya
229
Inverter, adalah perangkat elektrik yang mengkonversikan tegangan searah (DC - direct current) menjadi tegangan bolak balik (AC - alternating current).
Gambar 9.12 Inverter
Baterai, adalah perangkat kimia untuk menyimpan tenaga listrik dari tenaga surya. Tanpa baterai, energi surya hanya dapat digunakan pada saat ada sinar matahari.
Gambar 9.13 Baterai Penggunaan Photovoltaic sebagai sumber energi terbarukan dapat diterapkan untuk berbagai macam mode instalasi yang dilakukan diantaranya yaitu:
230
a.
Panel surya untuk stand alone home system
Gambar 9.14 Panel surya untuk stand alone home system Photovoltaic digunakan sebagai sumber energi listrik untuk peralatan serta penerangan rumah. Pada sistem ini dibutuhkan baterai sebagai penyimpan energi sementara. Selain itu juga membutuhkan charge controller yang digunakan untuk mengoptimalkan daya listrik yang dihasilkan photovoltaic. Energi dari photovoltaic akan disimpan ke dalam baterai pada saat siang hari ketika ada cahaya matahari. Hasil simpanan energi di dalam baterai akan digunakan untuk kelistrikan rumah pada malam hari ketika tidak ada cahaya matahari. b.
Panel surya untuk penerangan jalan umum Lampu Penerangan Jalan Umum Tenaga Surya (PJU-TS) adalah
lampu penerangan jalan yang menggunakan cahaya matahari sebagai sumber energi listriknya. Penerangan Jalan Umum Tenaga Surya ( PJU-TS ) sangat cocok digunakan untuk jalan-jalan di daerah-daerah yang belum terjangkau oleh listrik PLN dan juga daerah-daerah yang mengalami krisis energi listrik terutama di daerah terpencil. Namun belakangan ini PJU Tenaga Surya juga marak diaplikasikan di daerah perkotaan seperti di 231
kawasan jalan-jalan utama, jalan kawasan perumahan, halte bis, tempat parkir, pompa bensin (SPBU) dsb.
Gambar 9.15 Photovoltaic untuk penerangan jalan umum Penerangan Jalan Tenaga Surya merupakan sebuah alternatif yang murah dan hemat untuk digunakan sebagai sumber listrik penerangan karena menggunakan sumber energi gratis dan tak terbatas dari alam yaitu energi matahari.
Menggunakan Modul/Panel Surya
dengan lifetime hingga 25 tahun yang berfungsi menerima cahaya (sinar) matahari yang kemudian diubah menjadi listrik melalui proses photovoltaic. Lampu Jalan Tenaga Surya ( PJU Tenaga Surya) secara otomatis dapat mulai menyala pada sore hari dan padam pada pagi hari dengan
perawatan
yang
mudah
dan
efisien
selama
bertahun
tahun.Menggunakan Lampu LED jenis hi-power yang sangat terang, hemat energi dan tahan lama . Masa pemakaian Lampu LED bisa mencapai 50.000 jam dengan sumber daya DC. Dengan lamanya interval penggantian lampu berarti juga mengurangi frekuensi dan menghemat biaya operasional pemeliharaan untuk ongkos jasa penggantian bola 232
lampunya saja. Baterai yang digunakan adalah baterai bebas perawatan (maintenance free) jenis VRLA dan tipe Deep Cycle.Dengan menggunakan perangkat ini, kita sudah memiliki sumber energi sendiri tanpa ketergantungan dengan pihak lain, hemat BBM, dan ramah lingkungan. PJU Tenaga Surya beroperasi secara mandiri dan tidak memerlukan kabel jaringan antar tiang sehingga installasinya menjadi sangat mudah, praktis, sangat ekonomis dan tentunya dapat terhindar dari black out total jika terjadi gangguan. Lampu penerangan jalan (PJU) tenaga matahari mempunyai ketinggian tiang yang berbeda-beda, mulai dari 7 m s/d 9 m. Jarak antar tiang juga bervariasi mulai dari 15m s/d 40m. Jarak antar tiang tergantung ketinggian tiang, jenis lampu, dan cahaya yang dibutuhkan (brightness).
Gambar 9.16 Photovoltaic untuk penerangan jalan umum Secara keseluruhan sistem ini dirancang untuk penyediaan cahaya penerangan umum dengan sumber energi terbarukan, bebas biaya perawatan dan berumur ekonomis lama. Dengan sistem pemasangan yang cepat dan mudah, PJU LED Tenaga Surya dapat menjadi solusi yang cepat dalam mengatasi kebutuhan penerangan jalan umum.
233
c.
Panel surya untuk standalone hybrid power system
Gambar 9.17 Sistem Hybrid PV dan Turbin Angin untuk rumah Pada sistem ini digunakan dua sumber untuk menghasilkan listrik. Photovoltaic dikombinasikan dengan Turbin Angin untuk mengubah energi angin menjadi energi listrik. Masalah utama dari masing-masing kedua jenis energi tersebut adalah tidak tersedia terus menerus. Energi surya hanya tersedia pada siang hari ketika cuaca cerah (tidak mendung atau hujan). Sedangkan energi angin tersedia pada waktu yang seringkali tidak dapat diprediksi (sporadic), dan sangat berfluktuasi tergantung cuaca atau musim. Untuk mengatasi permasalahan di atas, teknik hibrid banyak digunakan untuk menggabungkan beberapa jenis pembangkit listrik, seperti pembangkit energi angin, surya, dan diesel, pembangkit energi angin dan surya, pembangkit energi angin dan diesel. Dalam teknik hibrid ini, pada umumnya baterai digunakan sebagai penyimpan energi sementara, dan sebuah pengendali (kontrol MPPT) digunakan untuk mengoptimalkan pemakaian energi dari masing-masing 234
sumber dan baterai, disesuaikan dengan beban dan ketersedian energi dari sumber energi yang digunakan. d.
Panel surya untuk sistem terhubung grid PLN
Gambar 9.18 Sistem photovoltaic terhubung jaringan listrik PLN Sistem photovoltaic yang terhubng jaringan listrik (on grid system) bisa dengan dan tanpa menggunakan media penyimpan energi / baterai sesuai kebutuhan. Biasanya baterai hanya digunakan untuk menjaga sistem tegangan DC-link inverter menjadi konstan dan untuk mengatasi bila terjadi undervoltage pada sistem. Namun kebanyakan sistem yang terhubung jaringan listrik PLN adalah tanpa menggunakan media penyimpan energi / baterai sebab semakin berkembangnya teknologi, pengaturan tegangan konstan pada DC-link dapat diatur melalui kontrol inverternya. 235
Sistem on grid memiliki banyak keuntungan diantaranya yaitu konsumen pengguna sistem photovoltaic dapat menjual listrik yang dihasilkan ke jaringan listrik PLN. Bila jumlah beban kurang dari kapasitas PV terpasang, maka daya akan disalurkan ke grid PLN. Seperti ditunjukkan pada gambar 9.12 di atas, terdapat electric kWh meter yang berfungsi untuk mengukur energi yang disalurkan ke jaringan listrik.
Gambar 9.19 Perkembangan sistem off-grid dan on-grid Source: IEA Photovoltaic Power Systems Programme
Gambar 9.13 di atas menunjukkan perkembangan sistem off-grid dan on-grid yang terus mengalami peningkatan hingga tahun 2007. Perkembangan on-grid sistem jauh lebih pesar dibanding off-grid sistem. Pembangkit-pembangkit yang ada saat ini masih banyak yang menggunakan bahan bakar fosil yang akan ada masa habis. Untuk itu, ongrid sistem lebih berkembang pesat yang dihasilkan dari pembangkitpembangkit skala kecil seperti photovoltaic. Sistem ini disebut juga Distributed Generation (DG).
236
9.4
Dasar Perhitungan Kapasitas dan Biaya Pembangkitan Instalasi pembangkit listrik dengan tenaga surya untuk skala
kecil
pada
penggunaan
di
rumah
(standalone)
membutuhkan
perencanaan mengenai kebutuhan daya:
Jumlah pemakaian
Jumlah panel surya / solar cell
Jumlah baterai
Gambar 9.20 Photovoltaic untuk kebutuhan instalasi rumah Perhitungan keperluan daya (perhitungan daya listrik perangkat dapat dilihat pada label di belakang perangkat, ataupun dibaca dari manual):
Penerangan rumah: 10 lampu CFL @ 15 Watt x 4 jam sehari = 600 Watt hour.
Televisi 21": @ 100 Watt x 5 jam sehari = 500 Watt hour
Kulkas 360 liter : @ 135 Watt x 24 jam x 1/3 (karena compressor kulkas tidak selalu hidup, umumnya mereka bekerja lebih sering apabila kulkas lebih sering dibuka pintu) = 1080 Watt hour 237
Komputer : @ 150 Watt x 6 jam = 900 Wh
Perangkat lainnya = 400 Wh
Total kebutuhan daya = 3480 Wh
Gambar 9.21 Diagram instalasi sistem panel surya Jumlah panel surya / solar cell yang dibutuhkan, satu panel kita hitung 100 Watt (perhitungan adalah 5 jam maksimun tenaga surya):
Kebutuhan panel surya / solar cell : (3480 / 100 x 5) = 7 panel surya / solar cell. Jumlah kebutuhan batere 12 Volt dengan masing-masing 100 Ah:
Kebutuhan batere minimun (batere hanya digunakan 50% untuk pemenuhan kebutuhan listrik), dengan demikian kebutuhan daya kita kalikan 2 x lipat : 3480 x 2 = 6960 Wh = 6960 / 12 Volt / 100 Amp = 6 batere 100 Ah.
Kebutuhan batere (dengan pertimbangan dapat melayani kebutuhan 3 hari tanpa sinar matahari) : 3480 x 3 x 2 = 20880 Wh =20880 / 12 Volt / 100 Amp = 17 batere 100 Ah.
Spesifikasi Photovoltaic Merk
: SSeries
Max. Voltage (Vmp)
: 17.6V
238
Max. Current (Imp)
: 5.69A
Open Circuit Voltage (Voc)
: 22.6V
Short Circuit Current (Isc)
: 6.09A
Maximum Power at STC (Pmax): 100W Maximum System Voltage
: 1000V
Numb. of Cells
: 36 Poly-Si
Weight
: 8 kg
Front Glass
: High Transparent Tempered Glass 3.2mm
Frame
: Anodized Alumunium Alloy
Dimension
: 1020x670x35mm
Cable
: PV Cable 4.0mm 900mm
Connector
: MC4 Compatible
Junction Box
: IP65 Rated
Spesifikasi Charge Controller Merk
: SSeries
Tegangan perangkat
: 12V---------24V
Arus pengisian/output beban : 10A---------10A Arus overload 25%
: 1 menit-----1 menit
Output beban terputus
: 11.1V-------22.2V
Output beban tersambung
: 12.6V-------25.2V
Equalization Voltage (10min) : 14.8V-------29.6V Boost Voltage (10min)
: 14.4V-------28.8V
Tegangan pengisian batere
: 13.7V-------27.4V
Ukuran
: 14 x 8.9 x 2.7cm
Spesifikasi Baterai Merk Capacity:
: Exide IN1000 Plus 100AH Battery Specs 100 AH
239
Battery Type:
Lead Acid Battery
Voltage:
12 V
Weight:
27.8 KG(s)
Warranty:
18 Month(s)
Biaya Pembangkitan Photovoltaic Panel Surya 100 Wp
: 7 x 146,15 US$ = 1.203,07 US$
Charger Controller
; 10,6 US$
Battery 100 Ah
: 17 x 60 US$
Inverter
: 15 US$
= 1.020 US$
Jadi, Total Biaya Pembangkitan adalah = 1.203,07 + 10,6 + 1.020 + 15 = 2248,67 US$
240
9.5 Daftar Pustaka 1. 2. 3. 4. 5.
Renewable and Efficient Electric Power Systems. By Gilbert M. Masters, ISBN 0-471-28060-7, 2004 John Wiley & Sons, Inc. Patel, M. R. (1999). Wind and Solar Power Systems, CRC Press, Boca Raton, FL. Real Goods Trading Corporation (2002). Solar Living Source Book, Ukiah, CA. Wiles, J. (2001). Photovoltaic Power Systems and the National Electrical Code: Suggested Practices, Sandia National Laboratories, SAND2001-0674, Albuquerque, NM.
241
PEMBANGKITAN TENAGA LISTRIK
Sinopsis Buku Pembangkitan Tenaga Listrik terdiri dari dua bagian, bagian pertama pembangkit tenaga listrik dengan bahan bakar / energi primer jenis tidak terbarukan (unrenewable energy) sedang bagian kedua dengan energi primer jenis terbarukan (renewable energy). Kedua bagian tersebut membahas tentang ; pengertia umum, proses konversi energi dari energi primer menjadi energi listrik, kebutuhan bahan bakar serta biaya pembangkitan dari masing-masing pembangkit. Buku ini ditujukan untuk para mahasiswa teknik elektro serta professional yang ingin mempelajari tentang pembangkitan tenaga listrik.
Biosketsa SOEDIBYO adalah dosen Teknik Elektro – ITS sejak tahun 1984, lahir pada tahun 1955 di Trenggalek - Jawa Timur. Menyelesaikan pendidikan Insinyur pada bidang Teknik Sistem Tenaga Jurusan Teknik Elektro ITS pada tahun 1984, menyelesaikan S2 pada bidang Manajemen Teknik di ITS tahun 2000, Research student dengan program beasiswa JASSO di Kumamoto University - Japan, tahun 2010. Dengan bea siswa BPPS penulis menyelesaikan pendidikan S3 pada Program Studi Teknik Elektro di ITS pada tahun 2013. Penulis pada saat ini konsentrasi penelitian pada bidang; konversi energi listrik, kendali daya pada pembangkit jenis energi terbarukan berbasis power elektronik dan artificial intelligent, serta sistem pembangkit hibrida untuk daerah terisolir.