BAB IV HASIL ANALISA DATA
4.1
Asumsi dan Data yang Digunakan Dalam melakukan analisis data penulis menggunakan asumsi dan data yang
digunakan sebagai berikut: 4.1.1 Asumsi Data 1) Harga batubara
= 24 USD/Ton
2) Konsumsi demin water
= 6 ton/jam
3) Kebutuhan daya service station PLTU Nagan Raya = 1,3 MW 4) Output turbin
= 11,11 MW
5) Pompa condenser
= 15 kW
6) Pompa BFW
= 335 kW
4.1.2 Hasil Analisis Gas Buang Tabel 4.1 Hasil Analisa Gas Buang Flue Gas Analysis (hasil pengukuran)
Unit
CO2
8.4 %
CO
30 Ppm
Nox
102 Ppm
Excess Air (EA)
122.7 %
67 http://digilib.mercubuana.ac.id/
68
O2
11.7 %
T Flue Gas
109 ⁰C
4.1.3 Hasil Analisis Batubara a) Analisa proximate Tabel 4.2 Analisa Proximate Sample Code of Sample Number of Sample Tested for Date of Completed Method
No
Code of Sample
1
Lot. 1 - 8
: : : : : :
Coal Batubara PLTU EAS Nagan Raya Aceh 4 ( Four ) Samples TM, PROX, TS ,CV , HGI , ULT , AFT 16 Maret 2016 ASTM
23 s/d 27 Peb' 2016
1,172.0
PROXIMATE ( % )
CV
ADL
RM
TM
%
%
%
IM
ASH
VM
FC
ar
ar
ar
adb
adb
adb
adb
adb
adb
ar
db
dafb
net ar
15.1
31.99
42.26
17.36
6.76
41.72
34.16
0.06
4916
3435
4063
6479
3046
Tonase
Date of Sampling
TS
SIZE (%)
HGI
cal/g
Index
MM + 40
+ 25
+ 15
- 15
0.41
11.87
18.98
68.74
34 2
Lot. 9 - 10
27 s/d 28 Peb' 2016
337.5
15.4
31.33
41.91
17.26
8.21
40.96
33.57
0.08
4884
3429
4041
6553
3036
0.25
12.45
17.25
70.05
3
Lot. 11 - 22
28 Peb' 2016 s/d 05 Meret 2016
2,015.0
13.78
33.47
42.64
16.61
6.95
42.07
34.37
0.07
4967
3417
4142
6498
3024
30
0.19
11.25
18.24
70.32
4
Lot. 23 - 32
05 s/d 09 Maret 2016
1,557.5
18.88
30.35
43.50
14.71
7.56
41.81
35.92
0.09
5118
3390
4365
6584
2996
29
0.43
12.17
19.47
67.93
5,082.0
15.76
32.03
42.74
16.24
7.18
41.84
34.74
0.07
4996
3416
4184
6524
3021
31
0.32
11.75
18.72
69.21
AVERAGE
b) Analisis ultimate Tabel 4.3 Analisa Ultimate ASH FUSION TEMPERATURE ( °C )
ULTIMATE No
Code of Sample
1
Lot. 1 - 8
2
Lot. 9 - 10
3
Lot. 11 - 22
4
Lot. 23 - 32
Date of Received
Date of Completed
23 s/d 27 Peb' 2016
3/17/1903
C
H
N
O
adb
adb
adb
adb
50.98
4.03
0.89
19.92
27 s/d 28 Peb' 2016
12/2/1900
51.24
4.19
0.88
18.14
28 Peb' 2016 s/d 05 Meret 2016
7/7/1905
51.85
4.15
0.75
19.62
05 s/d 09 Maret 2016
4/5/1904
53.51
4.23
0.92
18.98
5,082.0
52.12
4.15
0.84
19.39
AVERAGE
REDUCTION
OXIDICING
Def
Sph
Hem
Flow
Def
Sph
Hem
Flow
1160
1170
1180
1200
1220
1230
1240
1250
1160
1170
1180
1200
1220
1230
1240
1250
http://digilib.mercubuana.ac.id/
69
c) Analisis abu Tabel 4.4 Analisis Abu Sample
: Fly Ash and Bottom Ash
Code of Sample
: Batubara PLTU Nagan Raya Aceh
Number of Sample : 4 ( Four ) Samples : TM, PROX, TS ,CV , LOI Tested for Date of Completed : 16 Maret 2016 : ASTM Method PROXIMATE ( % )
TM No
Code of Sample
Date of Received
Date of Completed
CV TS
cal/g
LOI
%
IM
ASH
VM
FC
ar
adb
adb
adb
adb
adb
adb
ar
dafb
1
Bottom Ash
3/14/2016
3/16/2016
22.28
7.63
75.73
8.15
8.49
0.02
1209
1017
7266
24.27
2
Fly Ash
3/14/2016
3/16/2016
2.57
2.15
91.99
4.69
1.17
0.04
405
403
6911
8.01
http://digilib.mercubuana.ac.id/
70
d) Konsumsi batubara Tabel 4.5 Konsumsi Batubara JAM NO.
TANGGAL
PENGISIAN STAR
1 2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
23 Pebruari 2016 24 Pebruari 2016
25 Pebruari 2016
26 Pebruari 2016
27 Pebruari 2016
28 Pebruari 2016
29 Pebruari 2016
1 Maret 2016
2 Maret 2016
3 Maret 2016
4 Maret 2016
5 Maret 2016
6 Maret 2016
7 Maret 2016
8 Maret 2016
9 Maret 2016
FINISH
PEMAKAIN STAR
FINISH
TONASE ( MT )
16.45
17.51
21.30
04.50
112.50
21.30
22.05
04.50
09.45
48.00
04.50
05.34
09.45
16.50
79.50
09.45
10.34
16.50
21.45
64.50
16.50
17.18
21.45
05.00
67.50
21.45
22.20
05.00
10.17
72.50
05.00
05.51
10.17
16.45
105.00
10.17
10.36
16.45
21.50
62.50
16.45
17.15
21.50
05.19
70.00
21.50
22.27
05.19
10.10
77.50
05.19
06.00
10.10
16.45
97.50
10.10
10.36
16.45
21.56
65.00
16.45
17.18
21.56
05.20
85.00
21.56
22.27
05.20
10.04
75.00
05.20
06.00
10.04
16.45
90.00
10.04
10.37
16.45
21.52
65.00
16.45
17.23
21.52
05.19
105.00
21.52
22.16
05.19
10.17
65.00
05.19
05.59
10.17
16.51
102.50
10.17
10.39
16.51
21.45
72.50
16.51
16.56
21.45
05.04
90.00
21.45
22.15
05.04
10.04
65.00
05.04
5.39
10.04
16.52
87.50
10.04
10.31
16.52
22.00
87.50
16.52
17.24
22.00
05.10
107.50
22.00
22.28
05.10
10.00
70.00
05.10
05.48
10.00
17.00
87.50
10.00
10.34
17.00
21.50
75.00
17.00
17.30
21.50
05.04
92.50
21.50
22.17
05.04
10.06
65.00
05.04
05.30
10.06
16.52
77.50
10.06
10.35
16.52
21.53
80.00
16.52
17.22
21.53
05.00
90.00
21.53
22.21
05.00
10.06
80.00
05.00
05.38
10.06
17.04
85.00
10.06
10.31
17.04
21.48
87.50
17.04
17.33
21.48
05.03
97.50
21.48
22.14
05.03
09.59
75.00
05.03
05.35
09.59
17.00
102.50
09.59
10.22
17.00
21.50
77.50
17.00
17.30
21.50
04.58
122.50
21.50
22.18
04.58
10.07
75.00
04.58
05.32
10.07
16.36
65.00
10.07
10.38
16.36
21.46
85.00
16.36
17.06
21.46
04.54
85.00
21.46
22.16
04.54
10.00
75.00
04.54
05.38
10.00
16.48
95.00
10.00
10.24
16.48
21.50
72.50
16.48
17.30
21.50
04.56
100.00
21.50
22.16
04.56
10.00
60.00
04.56
05.32
10.00
16.45
85.00
10.00
10.52
16.45
21.35
84.00
16.45
17.50
21.35
04.30
105.00
21.35
22.42
04.30
09.50
88.50
04.30
05.39
09.50
16.50
84.00
09.50
10.48
16.50
22.10
84.00
16.50
17.44
22.10
04.45
87.00
22.10
22.57
04.45
09.50
91.50
04.45
05.45
09.50
16.30
100.50
09.50
10.51
16.30
22.00
78.00
16.30
17.38
22.00
05.00
97.50
TOTAL
5,082
http://digilib.mercubuana.ac.id/
71
Grafik 4.1 Konsumsi Batubara (harian) ton/hari
4.1.4 Data PLTU Nagan Raya a) Data turbin Tabel 4.6 Data Turbin Stage 1 & 2 Turbin Stage I Pressure in (P1) Temp in (T1) Enthalpi in (h1) Pressure out (P2) Temp out (T2) Enthalpi out (h2)
Turbin Stage II Pressure in (T2) Temp in (T2) Enthalpi in (h2) Pressure out (P3) Temp out (T3) Enthalpi out (h3)
4.72 444 3,289 0.05 219 2,852
Unit Mpa °C KJ/kg Mpa °C KJ/kg
0.05 219 2,852 -0.07 61 2,573
Unit Mpa °C KJ/kg Mpa °C KJ/kg
http://digilib.mercubuana.ac.id/
72
b) Demin water Tabel 4.7 Data Demin water
Demin Water Laju alir Enthalpi, h5 35°C
6,000 147
Unit kg/h KJ/kg
c) Condenser Tabel 4.8 Data Condenser Condenser in entahpi Flow entahlpi Flow demin Entahlpi 5 (demin) Condenser out Flow Entahlpi, -0,85 Kpa
Unit mx +6000 292.98 6000 146.68
kg/h KJ/kg kg/h KJ/kg
mx +6000 kg/h 417 KJ/kg
d) Deaerator Tabel 4.9 Data Deaerator Deaerator in Turbin out Laju alir Temperatur Pressure Condenser out Laju alir Temperatur Pressure demin water Laju alir Temperatur Enthalpi, h 35oC Deaerator out Flow Temperatur Presure enthalpi
Unit m*(1 -x) 219 0.05 mx 61 -0.07 6000
kg/h °C Mpa kg/h °C Mpa
35 147
kg/h °C KJ/kg
m + 6000 88.48 0.0028 420
kg °C Mpa KJ/kg
http://digilib.mercubuana.ac.id/
73
e) Boiler Tabel 4.10 Data Boiler Boiler Steam Drum Pressure enthalpi BFW ke economizer Blow Down enthalpi BD Flue Gas Temperatur
4.2
Unit 4.9 425
Mpa KJ/Kg
1154 109
KJ/Kg °C
Analisis Data
4.2.1 Boiler a) Data yang digunakan
LAPORAN ANALISA 5 - 9 MARET 2016 Sampling at Hopper PLTU NAGAN RAYA PROXIMATE ANALYSIS TM IM Ash VM Fixed Carbon Total Sulphur CV ULTIMATE ANALYSIS Carbon Hidrogen Nitrogen Total Sulphur Oxygen + error RATIO ASH Bottom ash Fly ash GCV of fly ash GCV of bottom ash
Unit adb 14.71 7.56 41.81 35.92 0.09 5118 53.51 4.23 0.92 0.09 18.98
ar 43.50 5.01 27.70 23.80 0.06 3,390
% % % % % % kCal/kg
35.45 2.80 0.61 0.06 12.57
% % % % %
0.75 0.25 403 1,017
FLUE GAS ANALYSIS (hasil pengukuran) CO2 CO NOx excess air O2 T Flue Gas Udara Teoritis % Excees air Actual Air Requirement (AAR) massa flue gas CP flue gas
http://digilib.mercubuana.ac.id/
8.4 30 102 122.7 11.7 109 4.71 125.81 10.64 11.56 0.23
kCal/kg kCal/kg
Unit % ppm ppm % % °C % % Kg /kg coal Kg /kg coal Kcal/kg
74
b) Hasil analisis data menggunakan metode tidak langsung 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Kehilangan Panas Kehilangan Panas karena panas gas kering Kehilangan panas evaporasi air yang terbentuk karena adanya H2 dalam bahan bakar Kehilangan panas adanya uap air dalam bahan bakar Kehilangan panas karena pembuangan blow down Kehilangan panas karena uap air di udara Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu terbang Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu dasar Kehilangan panas karena konversi parsial C ke CO Kehilangan panas karena radiasi dan konvesi
6.04 4.60 0.52 3.01 0.13 0.00 0.01 0.03 1.00
Jumlah kehilangan panas EFESIENSI BOILER
15.34 84.66
c) Hasil analisis heat rate dengan metode tidak langsung 1. Neraca energi deaerator Energi in deaerator = Energi out deaerator (
)
(
)
(
)
2. Neraca energi turbin m*(hin – hout) turbin stage 1 + mx * (hin – hout) turbin stage 2 – (WpCond + WpBFW) = Wturbin (
)
(
)
(
)
Diketahui: m steam = 61,161 kg/h = 16.99 kg/s x
= 0.844
http://digilib.mercubuana.ac.id/
Satuan % % % % % % % % %
% %
75
3. Heat rate turbin = (Wturbin – 1,3MW – WpCond – WBFW)/(hsteam – hBFW) *msteam Efisiensi turbin = 19.44% atau heat rate = 860/19,50%= 4.423 kCal/kWh
4. Net plant heat hate PLTU Nagan Raya = 860/(Efisiensi boiler)(efisiensi turbin) atau 860/(effboiler)*(effturbin) sama dengan 860/(85%)*(19.44%) = 5.225 kCal/kWh.
PLTU NAGAN RAYA 1 X 15 MW Flue Gas Temp = Batubara
14.65
109
0C
Ton/h 61.16
Ton/h
4.72 Mpa
BOILER
444 oC h2 =
3,289
TURBIN HP
TURBIN MP
KJ/Kg BD
6
TURBIN LP X=
0.844
Ton/h 11.11 MW
67.16
Ton/h
h1
424.55
HR Turbin = KJ/Kg
ᶯ boiler = Net Heat Rate =
19.44% 85% 5,225
4,423
kCal/kWh
Generator 0.050
kCal/kWh
1 - X = 0.156
Mpa
219
oC h4
h3
2,852
-0,07 2,573
KJ/Kg Demin Water 6 Ton/h
Air Heater
32 oC Condenser
105 oC - 0,1055 Kpa
Pompa Condenser 15 kW DEAERATOR Pompa Dearator 0,028 Mpa 88.48 oC 334.93 kW
Gambar 4.1 perhitungan heat rate PLTU Nagan Raya
http://digilib.mercubuana.ac.id/
KJ/Kg
61
Mpa oC
76
4.3
Analisa Peluang Penurunan Heat Rate
4.3.1 Meningkatkan Kualitas Batubara Dari hasil analisa (proximate analysis) batubara, terlihat bahwa beberapa parameter penting dari karakteristik batubara PLTU Nagan Raya memiliki angka yang kurang baik, diantaranya adalah kandungan moisture yang tinggi. Dari hasil pengambilan data sampling batu bara selama 2 minggu, dan hasil TM selalu diatas angka 40%. Pada saat dilakukan pengukuran pada stack gas dalam rangka uji performance boiler, total moisture dari sample batubara memiliki angka TM = 43%. Jika batubara di PLTU Nagan Raya bisa diturunkan angkanya dari 43% menjadi 20%, maka dengan simulasi perhitungan excel "PLTU Nagan Raya heat rate calculation", nilai kalor batubara (GAR) meningkat dari 3390 kcal/kg menjadi 4800 kcal/kg. Terjadi peningkatan nilai kalor sekitar 41 %. Tabel 4.11 dan 4.12 simulasi perhitungan nilai kalor batubara pada dua kondisi moisture (43% dan 20%) Tabel 4.11 Nilai Kalor TM 43% ANALYSIS 5 - 9 MARET 2016 Sampling at Hopper PLTU Nagan Raya PROXIMATE ANALYSIS TM IM Ash VM Fixed Carbon Total Sulphur CV ULTIMATE ANALYSIS Carbon Hidrogen Nitrogen Total Sulphur Oxygen + error
http://digilib.mercubuana.ac.id/
adb 14.71 7.56 41.81 35.92 0.09 5118 53.51 4.23 0.92 0.09 18.98
ar 43.50 5.01 27.70 23.80 0.06 3,390 35.45 2.80 0.61 0.06 12.57
77
Tabel 4.12 Nilai Kalor TM 20% ANALYSIS 5 - 9 MARET 2016 Sampling at Hopper PLTU Nagan Raya PROXIMATE ANALYSIS TM IM Ash VM Fixed Carbon Total Sulphur CV ULTIMATE ANALYSIS Carbon Hidrogen Nitrogen Total Sulphur Oxygen + error
http://digilib.mercubuana.ac.id/
Unit adb 14.71 7.56 41.81 35.92 0.09 5118 53.51 4.23 0.92 0.09 18.98
ar 20.00 7.09 39.22 33.69 0.08 4,801
% % % % % % kCal/kg
50.19 3.97 0.86 0.08 17.80
% % % % %
78 Tabel 4.13 Efisiensi Boiler dengan TM Batubara 43% dan 20%
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Kehilangan Panas TM 43% Kehilangan Panas karena panas gas kering Kehilangan panas evaporasi air yang terbentuk karena adanya H2 dalam bahan bakar Kehilangan panas adanya uap air dalam bahan bakar Kehilangan panas karena pembuangan blow down Kehilangan panas karena uap air di udara Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu terbang Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu dasar Kehilangan panas karena konversi parsial C ke CO Kehilangan panas karena radiasi dan konvesi
Jumlah kehilangan panas EFESIENSI BOILER
6.04 4.60 0.52 3.01 0.13 0.00 0.01 0.03 1.00
15.34 84.66
Satuan % % % % % % % % %
% %
TM 20% 6.46 4.60 0.17 2.12 0.14 0.00 0.01 0.02 1.00
14.53 85.47
Satuan % % % % % % % % %
% %
Berdasarkan perhitungan diatas dapat dilihat kenaikan efisiensi 0.81% dari 84.66% menjadi 85.47% akibat dari pengeringan batubara yang mengandung kadar air 43% menjadi 20%. Dari segi kenaikan efisiensi boiler dengan mengeringkan batubara memang tidak besar namun selain menaikan efisiensi boiler dapat juga penghematan konsumsi batubara.
http://digilib.mercubuana.ac.id/
79
Tabel 4.14 Penghematan batubara akibat penurunan TM 20% PENGHEMATAN BATUBARA KARENA TM DITURUNKAN DARI 43.50% => 20%
Konsumsi batubara aktual Konsumsi batubara akibat TM turun jadi 35% Penurunan konsumsi batubara Penghematan karena TM turun 20%
14.65 10.25 4.40 37,064 11,741,748,894
Ton/h Ton/h Ton/h Ton/Year Rp/Year
Sistem pengeringan menggunakan pemanfaatan panas buang dari condenser atau dari flue gas (stack gas). Buangan stack gas dari boiler PLTU Nagan Raya masih diatas 200 ⁰C. Sistem pengeringannya bisa dilihat pada gambar 4.2
Gambar 4.2 Pengeringan batubara menggunakan energi panas dari condenser
http://digilib.mercubuana.ac.id/
80
Gambar 4.3 Pengeringan batubara menggunakan energi panas dari condenser (udara dan air)
Gambar 4.4 Pengeringan batubara menggunakan panas buang dari stack dan condenser
http://digilib.mercubuana.ac.id/
81
4.3.2 Mengurangi Rugi-Rugi Pada Gas Cerobong Rugi-rugi pada cerobong merupakan kehilangan energi terbesar pada boiler. Stack loss terdiri dari dua komponen yaitu temperatur dan combustion air (excess air). Mengelola stack loss merupakan faktor penting untuk optimalisasi kerja boiler dan meningkatkan nilai efesiensinya. Temparatur flue gas mengindikasikannya besarnya energi panas yang terbuang. Oleh karena itu temperatur flue gas merupakan parameter kritis dari boiler, dan harus selalu dimonitor serta diamati trend-nya. Selisih antara temperatur gas buang dan temperatur udara inlet (biasanya temperatur ambien) disebut 'Net Stack Temperature' dan mewakili jumlah energi yang terbuang di cerobong, makin besar temperatur gas buang, menunjukkan makin besar panas yang terbuang di cerobong, hal ini menunjukkan rendahnya efesiensi boiler. Temperatur flue gas dipengaruhi oleh beberapa hal dibawah ini: Disain boiler. Peralatan heat recovery. Beban boiler. Fire side fouling. Karena steam selalu relatif fluktuatif, maka beban boiler akan bervariasi sehingga faktor beban boiler akan mempengaruhi effisiennya. Sedangkan komponen combustion dari flue gas tergantung kepada un-burn component dari bahan bakar dan jumlah excess air (atau oxsigen pada flue gas). Terdapat banyak metodologi untuk menghitung besarnya stack loss ini. Yang paling lengkap dan detil adalah yang terdapat pada standar ASME PTC 4. Dari data-data pengukuran pada flue gas dengan menggunakan
http://digilib.mercubuana.ac.id/
82
flue gas analyzer, yang diolah dengan menggunakan excel "PLTU Nagan Raya heat rate calculation", ditunjukkan dibawah ini:
http://digilib.mercubuana.ac.id/
83 Tabel 4.15 Efisiensi Boiler dengan TM Batubara 43% dan 20%
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Kehilangan Panas TM 43% Kehilangan Panas karena panas gas kering Kehilangan panas evaporasi air yang terbentuk karena adanya H2 dalam bahan bakar Kehilangan panas adanya uap air dalam bahan bakar Kehilangan panas karena pembuangan blow down Kehilangan panas karena uap air di udara Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu terbang Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu dasar Kehilangan panas karena konversi parsial C ke CO Kehilangan panas karena radiasi dan konvesi
Jumlah kehilangan panas EFESIENSI BOILER
6.04 4.60 0.52 3.01 0.13 0.00 0.01 0.03 1.00
15.34 84.66
Satuan % % % % % % % % %
% %
TM 20% 6.46 4.60 0.17 2.12 0.14 0.00 0.01 0.02 1.00
Satuan % % % % % % % % %
14.53 85.47
Rugi-rugi energi panas pada udara kering cerobong (stack losses) memiliki angka paling besar yaitu 6.17%. Ini berarti mendominasi dari rugi-rugi energi pada boiler, hal ini disebabkan karena dua hal yaitu: a. Excess air melebihi angka optimal yaitu 125.81%, sehingga kandungan O2 pada gas buang mencapai 11.7 %. b. Suhu gas cerobong mencapai 107 ⁰C. Jika O2 diatur pada posisi 5 % yang bisa dicapai baik dengan menggunakan positioning control maupun automatic control, maka rugi-rugi energi pada cerobong akan berkurang drastis sebagai berikut:
http://digilib.mercubuana.ac.id/
% %
84 Tabel 4.16 Efisiensi O2 5% Boiler dengan TM Batubara 43% dan 20% 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Kehilangan Panas TM 43% Kehilangan Panas karena panas gas kering Kehilangan panas evaporasi air yang terbentuk karena adanya H2 dalam bahan bakar Kehilangan panas adanya uap air dalam bahan bakar Kehilangan panas karena pembuangan blow down Kehilangan panas karena uap air di udara Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu terbang Kehilangan panas karena pembakaran tidak sempurna di abu dasar Kehilangan panas karena konversi parsial C ke CO Kehilangan panas karena radiasi dan konvesi
Jumlah kehilangan panas EFESIENSI BOILER
3.71 4.60 0.52 3.00 0.08 0.00 0.01 0.03 1.00
12.95 87.05
Unit % % % % % % % % %
% %
TM 20% 3.94 4.60 0.17 2.12 0.08 0.00 0.01 0.02 1.00
11.95 88.05
Unit % % % % % % % % %
% %
Rugi-rugi pada stack saat TM 43% berkurang dari 6.17% menjadi 3.79%, sehingga hal ini mengikatkan efesiensi boiler dari 84.66% menjadi 87.05%. Sedangkan rugi-rugi pada stack saat TM 20% berkurang dari 6.63% menjadi 4.02%, sehingga hal ini mengikatkan efesiensi boiler dari 85.47% menjadi 88.05%.
http://digilib.mercubuana.ac.id/
85
Tabel 4.17 Penghematan batubara akibat penurunan TM 20% dan O 5% PENGHEMATAN BATUBARA KARENA TM DITURUNKAN DARI 43.50% => 20%
Konsumsi batubara aktual Konsumsi batubara akibat TM turun jadi 35% Penurunan konsumsi batubara Penghematan karena TM turun 20%
14.24 9.95 4.30 36,219 11,474,142,868
Ton/h Ton/h Ton/h Ton/Year Rp/Year
Untuk mengkontrol proses pembakaran di boiler PLTU Nagan Raya digunakan positioning control system, dengan sistem ini pengaturan jumlah udara pembakaran dilakukan secara manual didasarkan pada pengukuran gas buang hasil pembakaran pada saat start up sistem di awal. Model kontrol seperti ini ditampilkan pada gambar dibawah ini:
Gambar 4.5 Positioning Control System
Cara ini memiliki kelemahan, karena masih bersifat manual sehingga sangat mengandalkan pengukuran gas buang secara periodik. Jika menggunakan Automatic Trim Control, maka tidak lagi diperlukan pengukuran dan pengaturan manual, karena alat ukur gas buang diletakkan di cerobong serta memberikan feed back ke pengaturan
http://digilib.mercubuana.ac.id/
86
udara pembakaran melalui pengaturan damper secara otomatis. sistemnya menjadi seperti dibawah ini:
Gambar 4.6 Automatic O2 Trimming Control
Sedangkan temperatur stack gas masih memilki potensi untuk diturunkan dari 107 ⁰C, dengan memanfaatkan energi panas flue gas (heat recovery) untuk beberapa kemungkinan pilihan yang bisa memperbaiki heat rate.
4.3.3 Pemanfaatan Energi Panas Latent dan Sensible dari Moisture Dengan Menggunakan Condensing Heat Exchanger (HE) Memasang heat exchangers antara boiler dan cerobong bisa memanfaatkan kembali energi yang terbuang dalam bentuk sensible heat dan uap air (latent heat), untuk memperbaiki heat rate. Energi panas laten dan sensibel dapat dimanfaatkan untuk a) Menaikkan suhu air umpan (feed water boiler) yang akan masuk ke deaerator. b) Mengeringkan batubara.
http://digilib.mercubuana.ac.id/
87
c) Menaikkan temperatur udara pembakaran. Yang kesemuanya akan mengurangi rugi-rugi energi pada cerobong serta berarti meningkatkan efesiensi boiler.
Gambar 4.7 Model sistem flue gas recovery.
Gambar 4.8 Condensing economizer Perlu diperhatikan pemilihan material dari condensing heat exchangers, karena faktor asam sulfur. Sulfur yang terkandung di dalam batubara akan mengkondensasi di
http://digilib.mercubuana.ac.id/
88
heat exchangers pada suhu dibawah suhu kondensasi sulfur, dan akan membasahi material HE dan tentu saja berpotansi untuk memunculkan korosi. Material yang digunakan sangat tergantung kepada kondisi udara sekitarnya. Pada kondisi udara lembab disarankan untuk menggunakan stainless steels (304L, 316L, LDX2101, 904L, 2205) atau alumunium alloy (1100, 3003, 12% silicon, 6061). Jika temperatur keluar dari stack dijaga pada angka 109 ⁰F atau 43⁰C, maka energi yang bisa dimanfaatkan kembali sebesar 50 Btu/
stack gas, seperti ditunjukkan
pada grafik dibawah ini.
Grafik 4.2 Hubungan temperatur flue gas dan energi yang bisa dimanfaakan kembali
Untuk menghitung jumlah energi yang bisa dimanfaatkan, terlebih dahulu kita menghitung jumlah udara yang terbuang di stack. Karena alat ukur flow meter tidak ada di stack, maka kita bisa menghitung jumlah udara dari data-data udara pembakaran. Laju aliran udara pembakaran terbaca hanya dari FDF 1, sedangkan alat ukur untuk FDF 2 sudah tidak terbaca. Dengan laju aliran udara FDF 2 diasumsikan sama dengan laju aliran di FDF 1, maka diperoleh data-data sebagai berikut:
http://digilib.mercubuana.ac.id/
89
Tabel 4.18 Data FDF 1 & 2 Combustion UDARA OXYGEN OXYGEN UDARA Air flow rate STACK UDARA FLUE GAS TERBAKAR Ton/jam Ton/jam 23.8 21% 11.70% 23.8 21% 47.6 21% 11.70% 9.30% 43.1732
UNIT FDF 1 FDF 2 TOTAL
Jumlah udara pada stack adalah 43,17 ton/jam atau 45.442 m3/jam (density udara pada temperatur 107⁰C adalah 0,95 kg/m3), setara dengan 1.604.769 ft3/jam. Dengan demikian jumlah energi yang bisa dimanfaatkan dari udara stack pada heat exchanger economizer adalah = 1.604.769 ft3/jam x 50 Btu/ dengan 2 x
= 80.238.450 Btu/jam atau setara
kcal/jam. Dengan nilai kalor batubara PLTU Nagan Raya sekarang ini
yang berada pada kisaran 3.390 kcal/kg, maka jumlah energi yang bisa dimanfaatkan di condensing heat exchanger setara dengan 2 x
/3.390 = 5889 kg/jam batubara atau
5.89 ton/jam. Angka ini dibuat dengan beberapa asumsi optimis, katakanlah jika efektifitasnya hanya 70%, maka penghematan yang bisa diperoleh adalah 1.78 ton/jam atau 12% dari konsumsi batubara, dan net plant heat rate adalah 4557 kcal/kWh.
4.3.4 Blowdown Recovery Pemanfaatan energi panas buang dari blowdown mengambil dua bentuk dan sesungguhnya semua rugi-rugi energi dari blowdown dapat dikembalikan menggunakan kombinasi dua metodologi berikut ini: a. Flash steam recovery b. Pra pemanasan make up-water Pertama-tama arus blowdown bertekanan tinggi masuk ke dalam tanki bertekanan (flash tank) yang bekerja pada tekanan rendah (umumnya sedikit lebih tinggi dari
http://digilib.mercubuana.ac.id/
90
tekanan deaerator). Sebagian besar dari cairan blowdown berubah bentuk menjadi flash steam pada tekanan rendah. Flash steam ini bersih dan dapat mengumpan sisi steam bertekanan rendah atau mensuplai steam ke deaeror atau sistem pra pemanasan air umpan. Cairan yang masih berada di dalam tanki berada pada temperatur saturasi (>100⁰C) dan masih dapat digunakanan untuk memanaskan make up water pada heat exchanger. Air blowdown pada akhirnya akan dikeluarkan dari sistem pada temperatur mendekati temperatur make-up water. Rugi-rugi energi blowdown sebenarnya dapat dihilangkan dengan cara peralatan sederhana dan kuat. Gambar dibawah ini menunjukkan skemanya.
Gambar 4.9 Blowdown recovery
Rugi-rugi energi dari blowdown dapat dihitung dengan rumus: Qb = mblowdown (hblowdown - hmake up water)
http://digilib.mercubuana.ac.id/
91
Data laju aliran blowdown dan temparetur ditampilkan pada layar DCS. mblowdown
= 8.3 ton/jam
temperatur blowdown
= 151 ⁰C.
temperatur make up water = 26 ⁰C hblowdown
= 2.767 kj/kg
hmake up water
= 117.47 kj/kg
Maka nilai Qb: Qb = 8300 * (2767 - 117.47) = 21.991.099 kj/jam
Sedangkan nilai energi steam yang dihasilkan adalah: hsteam = 1.435 btu/lb = 3337 kJ/kg Qsteam = mblowdown (h steam - h make up water) = 67700 (3337 - 117.47) = 217.962.181 kj/jam Sehingga losses blowdown losses blowdown = Qb/Qsteam = 21.991.099/217.962.181 = 0.10 = 10%.
Secara umum rugi-rugi blowdown sekitar 2 persen. Kemungkinan karena alat ukur flowmeter pada blowdown steam sudah tidak akurat, sehingga rugi-ruginya terlihat lebih besar. Dari perspektif peralatan, flash tank sangat sederhana dan murah. Meskipun demikian, heat exchangers harus dipilih secara selektif dan hati-hati. Heat exchangers yang dipilih harus dapat dengan mudah dibersihkan disebabkan aliran blowdown dapat
http://digilib.mercubuana.ac.id/
92
mengotori permukaan heat exchangers. Dua tipe heat exchangers menunjukkan kinerja yang baik untuk aplikasi ini yaitu: Shell-and-tube straight-tube heat exchanger dengan blowdown pada sisi tubenya. Plate-and-frame heat exchanger.
4.3.5 Optimasi Soot Blowing Timbunan slagging dan fouling dari debu batubara yang terakumulasi di tube heat exchangers mempengaruhi pola absorpsi panas boiler, suhu steam, dan unit heat rate. Umumnya boiler dilengkapi dengan sederet sootblowers yang digunakan untuk membersihkan tube boiler dengan cara menyemprot jet uap berkecepatan tinggi atau udara ke tumpukan slag dan ash. Boiler PLTU Nagan Raya dilengkapi dengan 9 buah soot blower dengan masingmasing 4 buah di economizer dan 5 buah disisi superheater. Keseluruhan soot blower menggunakan steam jet dan dioperasikan secara manual. Untuk keperluan soot blowing membutuhkan steam dengan tekanan tinggi, sehingga pada saat proses soot blowing, akan mengganggu kinerja power plant. Dengan sebab itu soot blowing jarang dilakukan. Solusi dari masalah ini adalah dengan mengganti soot blower yang ada dengan sonic soot blower, yang menggunakan udara sebagai pengganti steam jet.
Untuk
keperluan sonic soot blower dibutuhkan udara bertekanan yang diproduksi oleh kompressor udara. Sonic blowing dilakukan secara kontinyu dengan siklus pendek berturut-turut. Gambar dibawah ini mengilustrasikan jika siklus soot blowing terlalu panjang misalnya
http://digilib.mercubuana.ac.id/
93
3 kali sehari, maka makin banyak energi panas yang hilang terbawa flue gas dan pipa menjadi rentan terhadap over heating.
Gambar 4.10 Siklus soot blowing (harian)
Gambar 4.11 Sonic blowing
4.3.6 Optimasi Particulate Matters Removal Di PLTU Nagan Raya, terlihat banyaknya flying ash berterbangan, sepertinya sistem pembuangan material partikel bekerja tidak optimal. Hal ini bisa berakibat buruk kepada kesehatan, kebersihan lingkungan dan keandalan peralata itu sendiri. Dari hasil wawancara diperoleh informasi bahwa fan blade pada ID Fan sering diganti karena
http://digilib.mercubuana.ac.id/
94
berlubang-lubang akibat terjangan materi partikel yang terbawa oleh flue gas (setiap 3 bulan sekali fan blade bolong). Selain itu motor listrik ID fan sering bermasalah dan sudah mengalami derating (pada saat survey ID FAN A, I = 520A, kapasitasnya I = 575A).
4.3.7 Maintenance Keandalan (reliability) perlatan pendukung menjadi isu penting di PLTU Nagan Raya. Beberapa peralatan yang berada di PLTU Nagan Raya dalam kondisi break down dan menggangu operasi dari power plant, misalnya kegagalan pada sistem pembuangan bottom ash. Karena sistem gagal, maka pembuangan dilakukan secara manual dengan tenaga manusia. Akibatnya pengoperasian coal feeder menjadi tidak optimal. Hal lain adalah beberapa motor listrik besar mengalami derating dan sering breakdown, misalnya yang terjadi pada ID fan. Untuk menjamin keandalan peralatan, maintenance sistem harus ditingkatkan dari break down dan preventive maintenance menuju Reliability Centered Maintenance (RCM). Reliability Centered Maintenance (RCM) adalah proses yg digunakan untuk menentukan metode pemeliharaan yang paling efektif. Program ini meliputi tindakan aksi yang jika dijalankan akan mengurangi kemungkinan kegagalan dengan biaya yang paling efektif. Program ini pada dasarnya tercapainya kondisi optimal dari tindakan berdasarkan kondisi, tindakan berdasarkan waktu atau siklus, atau pendekatan Run-toFailure, seperti yang ditunjukkan pada gambar 4.12. Beberapa ciri dasar dari setiap program pada gambar 4.12 dirinci dibawahnya. Strategi RCM tidak berdiri sendiri,
http://digilib.mercubuana.ac.id/
95
tetapi terintegrasi dengan aktivitas-aktivitas lainnya untuk mengoptimalkan penggunaan mesin dan peralatan serta meminimalkan biaya life-cycle.
Gambar 4.12 Tipe maintenance
http://digilib.mercubuana.ac.id/
