Syamsurijal, Analisis Sistem Kogenerasi PLTU Tello Makassar

Syamsurijal, Analisis Sistem Kogenerasi PLTU Tello Makassar

MEDIA ELEKTRIK, Volume 4 Nomor 1, Juni 2009

ANALISIS SISTEM KOGENERASI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA UAP (PLTU) TELLO MAKASSAR Syamsurijal Jurusan Pendidikan Teknik Elektro FT UNM

Abstrak Penelitian ini bersifat deskriptif yang bertujuan untuk menggambarkan sistem kogenerasi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) Tello Makassar serta mengetahui efesiensi PLTU dengan sistem kogenerasi. Data diperoleh melalui teknik observasi dan wawancara dengan sumber data dari PT. PLN (Persero) sektor Tello unit PLTU Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat. Berdasarkan data yang diperoleh, skema sistem kogenerasi PLTU Tello memanfaatkan energi termal terbuang untuk diubah menjadi air dengan bantuan kondensor. Air tersebut kemudian digunakan untuk keperluan pembangkit. PLTU Tello menggunakan sistem kogenerasi topping cycle dengan extraction condensing steam turbine. Berdasarkan perhitungan yang telah dilakukan, power to heat ratio PLTU Tello bulan Desember 2007 berkisar antara 0,77 sampai dengan 0,94 dengan efesiensi total PLTU Tello berkisar antara 70,66% sampai dengam 77,02%. Kata kunci : PLTU, Sistem kogenerasi, power to heat ratio, Efesiensi.

Pada tahun 1792, Alexander Volta seorang fisikawan Italia menemukan listrik. Penemuan tersebut mengilhami berbagai temuan dalam bidang kelistrikan berikutnya seperti penemuan lampu pijar oleh Thomas Alfa Edison, Michael Faraday, James Watt dan lainlain Saat ini, listrik merupakan salah satu kebutuhan utama kehidupan modern dan ketersediaannya dalam jumlah dan mutu yang cukup, menjadi syarat bagi suatu masyarakat yang memiliki taraf kehidupan yang baik dan perkembangan industri yang maju. Kebutuhan masyarakat akan energi listrik sudah mencapai taraf adictif (ketergantungan), sehingga bisa dikatakan listrik juga termasuk kebutuhan primer manusia selain sandang, pangan dan papan. Kebutuhan manusia terhadap listrik yang semakin meningkat setiap harinya membuat pihak terkait perlu memikirkan pembangkit tenaga listrik. Ada bermacam-macam jenis pembangkit tenaga listrik, jenisnya tergantung dari medium kerjanya. Secara umum, klasifikasi sumber energi untuk pembangkit listrik dibagi dua, yaitu : 1. Sumber energi tak terbarukan, artinya energi ini mempunyai jumlah yang terbatas dan untuk proses penyediaannya diperlukan waktu yang sangat lama, hingga berjuta-juta tahun. Biasanya sumber energi ini berupa

fosil, minyak bumi, gas dan lain-lain. 2. Sumber energi terbarukan, artinya energi ini mempunyai jumlah yang sangat banyak. Adapun contoh energi ini ialah air, udara, dan panas matahari. Saat ini, tengah tengah diupayakan sumber energi alternatif, seperti Nuklir, Biomassa, mikrohidro, angin, dan lain-lain. Sejarah tenaga listrik komersial berawal pada bulan Januari 1882 di London, disusul di New York City pada bulan September 1882. Di Indonesia, penyediaan tenaga listrik diawali dengan selesainya dibangun pusat tenaga listrik di Gambir, Jakarta pada bulan Mei 1897, kemudian disusul oleh kota-kota besar lainnya. Makassar adalah ibukota provinsi Sulawesi Selatan merupakan kota yang industrinya tengah berkembang pesat di Kawasan Timur Indonesia. Ketersediaan energi listrik merupakan salah satu kunci penunjang perkembangan tersebut. Berkembangnya wacana akan terjadi krisis energi listrik di Sulawesi Selatan yang disebabkan keterbatasan daya membuat banyak pihak harus berkerja sama untuk mengantisipasi masalah ini. Pembangkit Listrik yang mampu menghasilkan energi listrik dalam jumlah yang besar adalah solusi dari permasalahan tersebut. Salah satunya adalah pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang menggunakan uap untuk memutar turbinnya yang akan menggerakkan


generator dan akhirnya menghasilkan listrik (www.antronic.com. 2007). PLTU Tello merupakan salah satu pembangkit tenaga uap di Sulawesi Selatan yang mulai beroperasi sejak tahun 1971. PLTU ini terdiri dari 2 unit pembangkit yang masingmasing unit menghasilkan daya sebesar 12.500 MW. Saat ini PLTU Tello tersebut hanya mampu menghasilkan daya total sebesar 18.000 MW. Hal ini diakibatkan usianya yang sudah cukup lama. Selain itu PLTU memiliki 2 masalah utama, yaitu efisiensi yang rendah dan gas buang yang mengandung bahan pencemar. Penurunan efisiensi ini disebabkan karena banyaknya panas yang terkandung dalam gas buang pada peralatan pembangkit. Peningkatan efesiensi sebenarnya telah dilakukan dengan menggunakan kondensor. Air yang digunakan dalam proses pemanasan diambil dari sungai Tello dan air sisa dialirkan ke sungai Pampang. Panas yang terbuang sebenarnya dapat dimanfaatkan kembali yang dikenal sebagai kogenerasi. Dari pertimbangan tersebut di atas penulis tertarik untuk meneliti studi peningkatan efesiensi dengan menggunakan sistem kogenerasi pada PLTU Tello, Makassar dengan harapan dapat memberikan hasil yang optimal untuk pembangkit ini di masa depan. Untuk itu permasalahan dirumuskan: 1) Bagaimana gambaran sistem kogenerasi PLTU Tello? dan 2) Berapa besar peningkatan efesiensi PLTU Tello dengan menggunakan sistem kogenerasi? PLTU adalah pembangkit yang turbinnya diputar oleh uap. Turbin tersebut digunakan untuk menggerakkan generator. Uap ini dihasilkan oleh proses pemanasan yang terjadi di boiler. Siklus Rankine atau siklus tenaga uap merupakan siklus teoritis paling sederhana yang menggunakan uap sebagai medium kerja sebagaimana dipergunakan pada sebuah PLTU. Jumlah energi yang masuk sebagai bahan bakar melalui boiler ialah Em, sedangkan energi efektif yang tersedia pada poros turbin ialah energi kerja Ek. Energi yang terbuang melalui kondensor sebesar Eb (Gambar 1). Dengan menganggap semua kerugian lainnya termasuk Eb, maka dapat dikatakan bahwa : Em = Ek + Eb

(Abdul Kadir, 1995)

Efesiensi kerja dapat ditulis :

η=

Ek Em - Eb = Em Em

(Abdul Kadir, 1995)

Uap

Boiler

2

Air

Ek Turbin

1 Em

Eb Pompa

4 Kondensor

Gambar1. Skema PLTU Uap yang dihasilkan oleh boiler berada pada fase superheated, uap yang penuh energi inilah yang dialirkan ke bilah-bilah turbin, sehingga turbin akan berputar dan memutar generator. Menurut Abdul Kadir (1995), keuntungan PLTU adalah: sumber energi dari fluida kerja yang banyak, fleksibel, dan dapat beroperasi dalam waktu yang lama, sedangkan kekurangannya adalah: biaya operasionalnya besar dan prestasi kerja kondesor dipengaruhi oleh kondisi tekanan kondensor pada sistem turbin uap. Komponen utama PLTU menurut Abdul Kadir (1995) antara lain: a. Boiler atau ketel uap berfungsi sebagai tempat pemanasan air menjadi uap air yang bertekanan untuk selanjutnya memutar turbin uap. b. Turbin adalah mesin yang dijalankan oleh aliran air, uap, atau angin yang dihubungkan dengan sebuah generator untuk menghasilkan energi listrik. Turbin uap adalah turbin yang menggunakan uap sebagai fluida kerja, yang mana uap yang digunakan dihasilkan dari boiler. c. Generator uap adalah suatu kombinasi antara sistem–sistem dan peralatan yang dipakai untuk mengubah energi kimia dari bahan bakar fosil menjadi energi termal dan pemindahan energi termal yang dihasilkan itu ke fluida kerja, biasanya air untuk dipakai pada proses-proses bertemperatur tinggi atau pun untuk perubahan parsial menjadi energi mekanis di dalam sebuah turbin


d. Kondensor berfungsi untuk mengembunkan uap dengan jalan mendinginkannya. Air pengembunan yang terjadi disalurkan kembali ke dalam ketel uap dengan menggunakan sebuah pompa e. Pompa berfungsi untuk mengalirkan air dari kondensor menuju boiler. f. Cerobong berfungsi sebagai tempat pelepasan exhausted steam (uap terbuang) ke udara. Selain komponen di atas, masih banyak komponen tambahan yang berfungsi untuk meningkatkan efesiensi kerja dari pembangkit tersebut, seperti superheater, reheater dan lain– lain.

terpisah ditinjau dari efesiensi ditunjukkan pada Gambar 2.

Pengertian Kogenerasi Cara umum (konvensional) untuk memenuhi kebutuhan energi listrik dan energi panas ialah dengan membangkitkan listrik dengan generator dan membangkitkan panas dengan boiler, tungku pembakaran dan lain–lain. Meski demikian, pengurangan dari total pemakaian bahan bakar dapat dicapai, jika kogenerasi (dikenal juga dengan combined heat and power, CHP) diterapkan. Dua bentuk energi yang umumnya digunakan adalah energi mekanik dan energi panas. Energi mekanik biasanya digunakan untuk menjalankan generator, sehingga kogenerasi disebut juga: “is the combined production of electrical (or mechanical) and useful thermal energy from the same primary energy source (The European Educational Tool On Cogeneration, 2nd Edition. 2007) Energi mekanik hasil produksi dapat juga digunakan untuk mengoperasikan peralatan tambahan seperti kompressor dan pompa. Energi panas dapat digunakan untuk proses pemanasan/pendinginan. Proses pendinginan dilakukan oleh absorption unit dengan medium kerja air panas, uap dan gas. Selama pengoperasian pembangkit, sejumlah besar energi panas dibuang ke atmosfer setelah melalui cooling circuit (kondensor, cooling tower, air pendingin pada mesin diesel dll) atau dengan gas buang. Energi panas tersebut dapat diolah dan digunakan untuk memenuhi kebutuhan energi termal yang dibutuhkan oleh pembangkit. Dengan demikian, efesiensi dapat meningkat dari 30–50% dengan menggunakan pembangkit biasa menjadi 80– 90% dengan pembangkit berbasis sistem kogenerasi. Perbandingan antara kogenerasi dan produksi energi listrik dan energi panas yang

Gambar 2. Perbandingan antara pembangkit biasa dengan pembangkit berbasis sistem

kogenerasi Kogenerasi ditemukan pertama kali pada akhir tahun 1880 di Eropa dan di merika Serikat. Kemudian nanti dikembangkan pada tahun 1973 ketika adanya isu kenaikan harga bahan bakar dunia. Metode ini dipercaya dapat menghemat bahan bakar dan mengurangi biaya produksi pembangkit energi listrik. Sebagai tambahan dari penurunan pemakaian bahan bakar, kogenerasi juga dapat menurunkan tingkat polusi udara. Untuk alasan ini, pemerintah Amerika, negara–negara Eropa dan Jepang mengambil peran aktif untuk mempopulerkan penggunaan kogenerasi. Keuntungan kogenerasi adalah: 1) Meningkatkan efesiensi konversi dan penggunaan energi, 2) Mengurangi polusi terutama CO2 yang merupakan penyebab utama efek rumah kaca, 3) Beberapa bahan bakar biomassa dan energi buang dapat digunakan sebagai bahan bakar pada skema kogenerasi, sehingga meningkatkan efesiensi biaya dan mengurangi energi yang terbuang, dan 3) Pemangkasan biaya, terutama bagi industri dikarenakan penyediaan energi panas untuk keperluan sendiri. Indeks Prestasi Kerja Sistem Kogenerasi: Efesiensi dari penggerak mula (turbin uap), yaitu : & &s W W hm = s = H m &f & f Hu

& =m & f Hu H f Keterangan:


& = shaft power of the prime mover W s & H f = fuel power (flux of the fuel energy) consumed by the system

& f = fuel mass flow rate, m H u = lower heating value of fuel Efesiensi listrik, yaitu :

& & W W e ηe = e = & & H f mf H u & W e ialah daya output pembangkit Efesiensi Termal, yaitu :

ηth =

& & Q Q = & & f Hu H m f

& Q ialah daya output termal pembangkit. Total Efesiensi Energi, yaitu :

η = ηe + ηth =

& +Q & W e & H f

Heat-to-Power Ratio = (The European Educational Tool On Cogeneratioan, 2nd Edition) Pemilihan dan pengoperasian skema sistem kogenerasi sangat spesifik dan tergantung atas beberapa faktor, seperti : 1. Penyesuaian Beban Dasar Listrik Pada pengaturan ini, perencanaan kogenerasi dilakukan berdasarkan permintaan listrik minimum pada suatu daerah. Kekurangan daya diambil dari jaringan listrik. Keperluan energi panas harus ditangani oleh sistem kogenerasi sendiri atau dengan boiler tambahan. Jika energi panas dihasilkan melebihi kebutuhan maka kelebihan energi panas dapat disalurkan untuk konsumen lain. 2. Penyesuian Beban Dasar Panas Di sini, sistem kogenerasi direncanakan untuk menyediakan kebutuhan energi panas minimum dari suatu daerah. Boiler Stand-by atau pemanas dioperasikan ketika permintaan untuk energi panas meningkat. Penggerak mula digunakan pada beban puncak setiap waktu. Jika permintaan listrik melebihi daya pembangkit, maka kekurangan dapat diambil dari jaringan. Demikian pula, jika memungkinkan, kelebihan listrik dapat diberikan untuk keperluan lainnya. 3. Penyesuaian Beban Listrik Semua kebutuhan daya suatu daerah dihitung saat perencanaan sistem. Hal ini

merupakan sistem “Stand–alone”. Pembangkit listrik menghasilkan dan menggunakan energi termal dan listrik untuk keperluannya sendiri. Jika kebutuhan energi panas lebih tinggi daripada penyediaan, boiler tambahan digunakan. Begitu pula, ketika kebutuhan energi panas rendah, energi panas yang lebih dibuang. Jika memungkinkan, kelebihan panas dapat diberikan untuk keperluan energi panas lainnya. 4. Penyesuaian Beban Panas Sistem kogenerasi dirancang untuk mengumpulkan kebutuhan panas dari suatu tempat pada saat yang bersamaan. Penggerak mula dioperasikan berdasarkan permintaan panas. Ketika permintaan listrik melebihi kapasitas pembangkit, kekurangan dapat ditutupi dengan distribusi daya dari jaringan. Jika perundangan setempat memungkinkan, kelebihan produksi listrik setiap saat dapat dijual untuk keperluan lainnya. 5. Kualitas energi panas yang dibutuhkan Kualitas energi panas yang diperlukan (temperatur dan tekanan) juga menentukan tipe dari sistem kogenerasi. Untuk pabrik gula dibutuhkan energi panas sekitar 1200C, sistem kogenerasi Topping Cycle dapat memenuhi kebutuhan tersebut. Pada lain hal, untuk pabrik semen yang membutuhkan energi panas sekitar 1450C, sistem kogenerasi Bottoming Cycle dapat memenuhi permintaan panas dan listrik kualitas tinggi dari pabrik tersebut. 6. Kebutuhan energi Kebutuhan energi panas dan energi listrik mempengaruhi pemilihan (tipe dan ukuran) dari sistem kogenerasi. 7. Ketersediaan bahan bakar Berdasarkan ketersediaan bahan bakar, ada beberapa sistem kogenerasi yang kurang cocok digunakan. Ketersediaan bahan bakar yang murah atau sisa produk yang dapat digunakan sebagai bahan bakar pada suatu tempat adalah faktor utama dalam pertimbangan teknik karena mempengaruhi tingkat kerja sistem kogenerasi. 8. Kehandalan sistem Beberapa energi yang digunakan industri memerlukan energi listrik dan energi panas yang sangat handal. Singkatnya, sistem kogenerasi yang digunakan harus sesuai dengan konteks yakni terdiri atas satu atau beberapa unit sehingga apabila ada unit yang harus dimatikan tidak akan mempengaruhi penyediaan energi. 9. Pembelian kembali listrik


Pertimbangan teknik lain dari sistem kogenerasi harus didasarkan pada peraturan daerah tentang izin Penjualan listrik dari pembangkit dengan kogenerasi. Ukuran dan tipe sistem kogenerasi akan berbeda dengan jelas apabila peraturan memperbolehkan pendistribusian listrik ke jaringan 10. Peraturan lingkungan hidup daerah Peraturan lingkungan hidup daerah membatasi pemilihan bahan bakar yang digunakan untuk pengusulan sistem kogenerasi. Jika peraturan lingkungan hidup daerah ketat, beberapa bahan bakar tidak dapat digunakan karena biaya pemulihan polusi yang tinggi dari gas sisa. Parameter Teknik Untuk Sistem Kogenerasi Pemilihan sistem kogenerasi harus mempertimbangkan beberapa parameter teknik yang penting untuk menetapkan tipe dan sistem operasi dari berbagai sistem kogenerasi yang ada. Heat-to-Power Ratio (Perbandingan Panas dan Daya) Perbandingan panas dan daya merupakan salah satu parameter yang secara teknis paling penting dalam pemilihan tipe sistem kogenerasi. Perbandingan panas dan daya pembangkit harus sesuai dengan karakteristik sistem kogenerasi yang dipasang. Hal ini diartikan sebagai perbandingan energi panas ke energi listrik yang dibutuhkan dengan pemakaian energi pembangkit. Perbandingan panas dan daya ini dapat dinyatakan pada satuan lain seperti Btu/kWh Dasar perbandingan panas dan daya dari sistem kogenerasi yang berbeda ditunjukkan pada tabel 1 bersama dengan beberapa parameter teknik lainnya. Sistem kogenerasi turbin uap dapat menjangkau wilayah yang luas dari Perbandingan panas dan daya.

engine

www.energymanagertraining.com Penggerak Mula Untuk Kogenerasi Turbin Uap Turbin uap merupakan penggerak mula yang paling banyak digunakan dalam penerapan kogenerasi. Pada turbin uap, uap tekanan tinggi yang masuk dikonversikan ke level tekanan yang lebih rendah, proses konversi energi panas tekanan tinggi menjadi energi kinetik melalui pipa dan kemudian menjadi energi mekanik melalui “Rotating blade”. Adapun turbin uap dibagi menjadi dua jenis yaitu : 1. Back Pressure Turbine Pada tipe ini uap masuk ke ruang turbin pada tekanan tinggi dan ditransformasikan ke uap tekanan menengah atau rendah. Perbedaan entalpi yang digunakan untuk membangkitkan daya tergantung pada tingkat tekanan (temperatur) dari proses yang diperlukan. Pada extraction dan double extraction backpressure turbine, kuantitas uap disaring dari turbin setelah dikembangkan ke tingkat tekanan tertentu. Kebutuhan panas pada tingkat Pressure lebih tinggi daripada uap terpakai dari turbin uap. Efesiensi dari sistem kogenerasi dengan backpressure steam turbine merupakan yang paling tinggi. Dengan efficient boiler, keseluruhan efesiensi dari sistem dapat mencapai 90 persen.

2. Extraction Condensing Turbine Pada tipe ini, uap yang masuk berada pada temperatur tinggi/sedang dikembangkan pada temperatur menengah untuk proses pembangkitan sementara uap sisa dikembangkan dan dikondensasi pada kondensor proses ini selesai sampai uap tersebut mencapai Condensing Presure (Vacuum) Pada Extraction Condensing Turbine, uap tekanan tinggi memutar turbin sehingga Tabel1. Perbandingan Panas dan Daya Serta generator bekerja. Sisa uap dengan tekanan Beberapa Parameter Teknis Lainnya menengah kemudian dipompa kembali ke Power Heater Sedangkan uap dengan tekanan rendah Heat-to-power Output Overall Cogeneration ratio (as percent Efficiency disalurkan ke kondensor. Air kondensat yang System (kWth/kWe) of fuel Per cent merupakan hasil dari proses kondensasi input) kemudian dipompa menuju ke Heater untuk Back-pressure 4.0-14.3 14-28 84-92 kemudian digunakan lagi untuk memutar turbin. steam turbine Extraction Condensing Turbine Extractionmempunyai perbandingan panas dan daya yang condensing 2.0-10.0 22-40 60-80 steam turbine tinggi dibandingkan dengan Back Pressure Gas turbine 1.3-2.0 24-35 70-85 Turbine. Walaupun sistem kondensasi Combined cycle 1.0-1.7 34-40 69-83 membutuhkan lebih banyak peralatan tambahan Reciprocating

1.1-2.5

33-53

75-85


seperti kondensor dan menara pendingin, penyesuaian daya listrik dan permintaan panas yang lebih baik dapat diperoleh di mana permintaan listrik lebih tinggi daripada permintaan uap dan pola beban berubah – ubah. Keseluruhan efesiensi termal dari sistem kogenerasi dengan Extraction Condensing Turbine lebih rendah daripada Back Pressure Turbine, hal ini dikarenakan panas yang terbuang tidak dimanfaatkan. Tetapi sistem kogenerasi dengan Extraction Condensing Turbine mempunyai efesiensi pembangkitan listrik yang tinggi.

Tabel 2. Kelebihan dan Kekurangan dari Variasi Sistem Kogenerasi Variant Back pressure

Kelebihan Efesiensi bahan bakar tinggi

Steam turbine & fuel firing in boiler

Pembangkit yang sederhana Dapat digunakan dengan bahan bakar kualitas rendah

Gas turbine with waste heat recovery boiler

Efesiensi bahan bakar bagus Pembangkit yang sederhana Tingkat fleksibiltas pengadaan yang tinggi Efek terhadap peralatan kurang Efesiensi bahan bakar tertinggi Start up dan stoppage yang cepat Efek terhadap peralatan kurang Tingkat fleksibiltas pengadaan yang tinggi Efesiensi daya yang tinggi

Combined gas & steam turbine with waste heat recovery boiler

Diesel Engine & Waste heat recovery boiler & cooling water heat exchanger

Kekurangan Tingkat fleksibiltas yang kurang dalam desain dan pengadaan Mebutuhkan investasi besar Efesiensi bahan bakar rendah Permintaan air pendingin yang tinggi Terbatas atas bahan bakar kualitas rendah

Terbatas atas bahan bakar kualitas rendah

Efesiensi keseluruhan rendah Bahan bakar yang terbatas Membtuhkan perawatan yang ekstra

(www.energymanagertraining.com)

METODE Penelitian ini bersifat deskriptif bertujuan untuk menggambarkan keadaan atau suatu fenomena. Ubahan-ubahan yang dilakukan tidak dikendalikan atau dimanipulasi oleh peneliti, tetapi merupakan fakta yang diungkap berdasarkan data yang terjadi. Penelitian ini dilaksanakan di PT. PLN (Persero) sektor Tello unit PLTU Tello Makassar pada tanggal 1 sampai dengan 31 Desember 2007. Variabel yang dilibatkan meliputi : 1. Konsumsi air ialah jumlah penggunaan air dalam proses pembangkitan listrik 2. Konsumsi bahan bakar ialah jumlah bahan bakar yang digunakan dalam proses pembangkitan 3. Energi termal ialah jumlah energi termal yang dihasilkan oleh pembangkit 4. Energi listrik ialah jumlah energi listrik yang dihasilkan oleh pembangkit 5. Energi termal terbuang yang dimanfaatkan ialah jumlah energi termal yang dimanfaatkan setelah digunakan untuk memutar turbin 6. Perbandingan daya dan panas yaitu perbandingan antara energi listrik dengan energi termal terbuang yang dimanfaatkan. Data penelitian adalah data-data yang berhubungan dengan analisis sistem kogenerasi pada PLTU Tello Makassar, yaitu : 1. Data konsumsi bahan bakar PLTU Tello bulan Desember 2007 2. Data konsumsi air PLTU Tello bulan Desember 2007 3. Data boiler PLTU Tello 4. Data turbin PLTU Tello 5. Data generator PLTU Tello 6. Data kondensor PLTU Tello 7. Data energi termal PLTU Tello bulan Desember 2007 8. Data energi listrik PLTU Tello bulan Desember 2007. Data tersebut diperoleh dari PT. PLN (Persero) Sektor Tello Unit PLTU Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat. Selanjutnya, dilakukan analisis data dengan perhitungan-perhitungan teknis untuk menggambarkan keadaan yang berhubungan dengan parameter teknik sistem kogenerasi serta efesiensi pembangkit.

HASIL DAN PEMBAHASAN


Dengan memanfaatkan potensi tenaga uap, PLTU Tello Makassar mampu membangkitkan daya maksimal 18 MW. Sistem PLTU ini terinterkoneksi dengan Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) Tello dan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) Tello. Ketiga jenis pembangkit tersebut berada Sektor Tello Unit Pembangkitan I PT. PLN (Persero) dengan daya terpasang sebesar 197,708 MW. PLTU Tello dibangun dalam rangka memenuhi kebutuhan energi listrik di Makassar dan sekitarnya. PLTU ini mulai beroperasi pada tahun 1971 dengan jumlah 2 unit yang setiap unitnya dapat membangkitkan energi listrik dengan daya 12,5 MW. Usia pembangkit yang sudah cukup tua mengakibatkan seringnya dilakukan evaluasi/ perbaikan. Sekarang kedua unit mesin PLTU tersebut hanya mampu membangkitkan daya sebesar 18 MW. Skema sistem kogenerasi PLTU Tello menggunakan air dari sungai Tello yang telah dimurnikan untuk proses pemanasan. Uap sebagai hasil dari proses tersebut digunakan untuk menggerakkan turbin yang kemudian akan memutar generator, sehingga menghasilkan energi listrik. Uap terbuang sisa proses disalurkan ke kondensor untuk dikondensasikan dengan bantuan air pendingin yang diambil dari sungai Tello. Air kondesat yang merupakan hasil dari proses tersebut kemudian digunakan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit, sedangkan air sisa proses dialirkan ke sungai. Bahan bakar PLTU Tello adalah minyak bumi (residu). Berikut ialah hasil penelitian berdasarkan parameter yang ditentukan. 1. Pemakaian bahan bakar PLTU Tello menggunakan Marine Fuel Oil (MFO) sebagai bahan bakar untuk proses pemanasan. MFO merupakan residu bahan bakar minyak solar yang mirip aspal cair yang berwarna hitam. Pemakaian bahan bakar PLTU Tello pada bulan Desember 2007 berada pada tabel 3. 2. Pemakaian Air Air sungai Tello disaring terlebih dahulu dan dilakukan proses klorinasi (penyuntikan gas Cl2) untuk membunuh binatang-binatang yang ada dalam air. Air murni tersebut kemudian dimineralisasi untuk membuang mineral-mineral yang masih terdapat dalam air untuk kemudian dialirkan ke dearator yang berfungsi untuk mengeluarkan gas oksigen dan amoniak. Selain itu, air diberi hydrazine untuk mencegah korosi

pada dinding pipa ketel. Hal ini dikarenakan air yang keluar setelah economizer dapat mencapai suhu 4500C. Hasil proses pemanasan berupa uap akan dialirkan untuk memutar turbin.

Tabel 3. Pemakaian BBM PLTU Tello bulan Desember 2007

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Pemakaian BBM (Ltr) PLTU PLTU Tello Tello Unit I Unit II 3354,24 0 3359,75 0 3335,06 0 3366,98 0 3360,06 0 3380,50 0 3349,37 0 3275,79 0 0 2689,78 0 3256,30 0 3347,33 0 3359,59 0 3377,52 2482,39 3352,99 2709,43 3361,48 3350,00 3368,40 3765,25 3272,48

18

3356,76

0

3356,76

19

3352,36

3221,07

6573,43

20

0

3391,98

3391,98

21 22 23 24 25

2124,84 3367,77 3315,09 3358,33 3377,52

3353,14 3362,26 3373,74 3375,00 3209,59

5477,98 6730,03 6688,83 6733,33 6587,11

26

3361,95

0

3361,95

27

3367,14

0

3367,14

28 29 30 31

3369,65 3377,04 3357,86 3373,58

3116,67 3359,75 3375,31 3388,21

6486,32 6736,79 6733,17 6761,79

Tgl.

Total Pemakaian BBM PLTU Tello per hari (Ltr) 3354,24 3359,75 3335,06 3366,98 3360,06 3380,50 3349,37 3275,79 2689,78 3256,30 3347,33 3359,59 3377,52 5835,38 6070,91 6718,40 7037,73

Ket.

Ganggu an pada turbin uap unit 2

Kebocor an pada boiler unit 1

mainten ance mainten ance

mainten ance mainten ance

Data PLTU Tello : Desember 2007 Uap terbuang kemudian dialirkan menuju kondensor untuk dikondensasikan dengan bantuan air dari sungai Tello. Hasilnya berupa air kondesat yang dapat kembali dipompa untuk mengisi drum penampungan boiler. Air sisa proses kondesasi kemudian dibuang ke sungai. Pemakaian air PLTU Tello selama bulan Desember 2007 ditunjukksn pada tabel 4. 3. Data energi termal yang dihasilkan oleh boiler PLTU Tello


Hasil dari proses pemanasan air di boiler ialah energi termal berupa uap dengan suhu kirakira 4500C yang akan digunakan untuk memutar turbin uap. Ketika penelitian ini dilakukan boiler unit 1 mengalami kebocoran sehingga sempat dilakukan perbaikan selama 5 hari mulai dari tanggal 9 sampai dengan 13 Desember 2007. Data mengenai energi termal yang dihasilkan oleh boiler PLTU Tello pada bulan Desember 2007 berada pada tabel 5.

Tabel 4. Konsumsi air PLTU Tello pada bulan Desember 2007 Tgl. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Pemakaian air (Ltr) PLTU PLTU Tello I Tello II 21333 0 21368 0 21211 0 21414 0 21370 0 21500 0 21302 0 20834 0 0 17107 0 20710 0 21289 0 21367 0 21481 15788 21325 17232 21379 21306 21423 23947 20813 21349 0 21321 20486 0 21573 13514 21326 21419 21384 21084 21457 21359 21465 21481 20413 21382 0 21415 0 21431 19822 21478 21368 21356 21467 21456 21549

Total Pemakaian air PLTU Tello (Ltr) 21333 21368 21211 21414 21370 21500 21302 20834 17107 20710 21289 21367 21481 37113 38611 42729 44760 21349 41807 21573 34840 42803 42541 42824 41894 21382 21415 41253 42846 42823 43005

Ket. Gangguan pada turbin uap unit 2

unit 1 mengalami kebocoran. Hal ini mengakibatkan pihak PLTU hanya mengoperasikan 1 unit pembangkit saja dengan daya keluaran berkisar 8-9 MW. Adapun data mengenai daya listrik PLTU Tello Makassar selama bulan Desember 2007 berada pada tabel 6. 5. Data energi termal terbuang yang dimanfaatkan PLTU Tello Pada sistem kogenerasi PLTU Tello, energi termal terbuang dimanfaatkan dengan diubah menjadi air melalui proses kondensasi. Hasilnya berupa air kondesat kemudian akan dialirkan menuju boiler untuk digunakan kembali dalam proses pemanasan. Data mengenai energi termal terbuang yang dimanfaatkan PLTU Tello pada bulan Desember 2007 berada pada Tabel 7. Tabel 5. Energi termal (Hf) yang dihasilkan PLTU Tello pada bulan Desember 2007 Tgl.

Kebocoran pada boiler unit 1

maintenance maintenance


Data PLTU Tello : Desember 2007 4. Daya listrik yang dihasilkan oleh PLTU Daya listrik maksimal yang dapat dibangkitkan oleh PLTU Tello Makassar ialah 25 MW. Masing-masing unit menghasilkan daya sebesar 12,5 MW. Faktor usia peralatan mengakibatkan PLTU Tello Makassar sekarang hanya mampu menyuplai daya sebesar 16 MW. Ketika penelitian ini dilakukan turbin uap unit 2 sedang mengalami perbaikan serta boiler pada

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Hf (kW) PLTU PLTU Tello Tello Unit I Unit II 24959,61 0 24359,52 0 24604,76 0 23769,54 0 23720,70 0 25155,00 0 23858,24 0 24792,46 0 0 19501,98 0 24437,80 0 23630,79 0 24358,38 0 25347,58 17998,32 24950,25 19989,12 23944,48 24075,78 24636,45 28496,93 23518,69 25191,82 0 25158,78 23149,18 0 24808,95 15000,54 25377,94 24846,04 24805,44 25089,96 24246,41 25417,21 24684,75 24917,96 22658,43 24589,30 0 23770,65 0 23788,41 22597,08 23840,58 25000,56 23918,72 25331,06 25103,52 25427,82

Hf (kW)

Ket.

24959,61 24359,52 24604,76 23769,54 23720,70 25155,00 23858,24 24792,46 19501,98 24437,80 23630,79 24358,38 25347,58 42948,57 43933,60 48712,23 52015,62 25191,82 48307,96 24808,95 40378,48 49651,48 49336,37 50101,96 47576,39 24589,30 23770,65 46385,49 48841,14 49249,78 50531,34

Gangguan pada turbin uap unit 2

Data PLTU Tello : Desember 2007 6. Boiler pada PLTU Tello





Boiler yang digunakan ialah tipe radiasi dengan konstruksi ruang pembakaran yang terdiri dari susunan pipa penguapan, pipa superheater, pipa pemanas air (economizer), pipa pemanas udara (luvo) dan dinding dengan lapis isolasi glasswall. Boiler pada PLTU Tello berjumlah 2 buah. Prinsip kerjanya ialah air dipompa dari tangki air pengisi (feed water tank) menuju pemanas tekanan tinggi (high pressure heater) untuk selanjutnya dialirkan menuju ke pemanas air (economizer) kemudian menuju ke drum boiler.

dialirkan ke superheater. Pada PLTU Tello Makassar, superheater terbagi menjadi 3 tingkat dengan kode superheater Ia, superheater Ib dan superheater II. Setelah melewati superheater, uap dalam kondisi kering dialirkan untuk memutar turbin. Pengaturan temperatur uap pada superheater menggunakan 2 buah injeksi air tipe attemperator yang dipasang pada pendingin uap (steam cooler). Dinding boiler dilapisi oleh isolasi glasswall tebal kira-kira150 mm. Tabel 7. Energi termal terbuang (Q) yang dimanfaatkan PLTU Tello bulan Desember 2007

Tabel 6. Daya listrik (We) yang dihasilkan PLTU Tello pada bulan Desember 2007 Tgl. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

We (kW) PLTU PLTU Tello Tello Unit I Unit II 8283,30 0 8347,40 0 8103,60 0 8418,50 0 8358,70 0 8517,60 0 8174,40 0 7952,40 0 0 6043,70 0 7867,30 0 8169,80 0 8339,60 0 8516,66 6468,20 8221,60 6779,20 8362,30 8193,70 8452,20 8602,40 7928,60 8289,40 0 8201,30 7603,10 0 8562,60 6824,80 8279,70 8008,20 8384,90 8443,10 8482,10 8300,70 8488,90 8502,70 7634,90 8372,10 0 8423,90 0 8462,80 7934,90 8494,30 8347,40 8296,80 8491,70 8468,20 8517,60

We (kW)

Ket. Tgl.

8283,30 8347,40 8103,60 8418,50 8358,70 8517,60 8174,40 7952,40 6043,70 7867,30 8169,80 8339,60 8516,66 14689,80 15141,50 16645,90 16531,00 8289,40 15804,40 8562,60 15104,50 16393,10 16925,20 16789,60 16137,60 8372,10 8423,90 16397,70 16841,70 16788,50 16985,80





Data PLTU Tello : Desember 2007 Dari proses tersebut, maka akan terbentuk campuran antara uap dan air. Cyclons akan memisahkan uapJumlah dan airburner:4 tersebut.buah Uap berkapasit kemudian

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Q (kW) PLTU PLTU Tello Tello Unit I Unit II 9962,09 0 9743,28 0 9838,43 0 9831,58 0 9811,38 0 10040,09 0 9847,15 0 9565,31 0 0 7800,36 0 9443,27 0 9774,20 0 9742,81 0 9794,81 7198,93 9958,38 7992,82 9882,75 9949,50 9835,73 10994,53 9719,27 9734,60 0 9721,84 9566,58 0 9904,58 6204,53 9791,17 9934,92 9918,67 9680,06 10020,01 9806,32 9855,00 9963,68 9372,00 9816,89 0 9832,05 0 9839,38 9038,34 9860,96 9978,46 9804,95 9788,40 10019,53 9825,81

Q (kW)

Ket.

9962,09 9743,28 9838,43 9831,58 9811,38 10040,09 9847,15 9565,31 7800,36 9443,27 9774,20 9742,81 9794,81 17157,31 17875,57 19785,23 20713,80 9734,60 19288,42 9904,58 15995,70 19853,59 19700,07 19661,32 19335,68 9816,89 9832,05 18877,72 19839,42 19593,35 19845,34





Data PLTU Tello : Desember 2007 Data Boiler : Produksi uap normal : 50 Ton/Jam Produksi uap max : 64 Ton/Jam Rated Pressure : 44 Kg/Cm2 Tekanan setelah superheater: 36 Kg/Cm2 Temperatur setelah superheater : 4500C @ 1250 Kg/Jam


Minyak bakar Temperatur Minyak bakar Temperatur udara pembakaran Temperatur air pendingin

: MFO : 1200C : 3050C : 1720C

7. Turbin Uap Turbin uap yang digunakan pada PLTU Tello berjumlah 2 unit. Kebutuhan uap tiap unit turbin uap dilayani oleh 2 unit boiler. Apabila ada perbaikan/revisi salah satu turbin uap atau boiler maka unit lainnya dapat menggantikan peran tersebut. Data turbin uap PLTU Tello: Tipe : - Curtis 1 tingkat 2 baris masing-masing berukuran 900 mm - Impulse 16 tingkat 16 baris berukuran 850-1320 mm - Condensing one casing Daya : - Max = 12500 kW - Normal = 10000 kW - Min = 3000 kW Putaran : 3000 rpm Pemakaian uap : - Normal = 62000Kg/Jam - Max = 63000Kg/Jam Pengambilan uap : - Extraction I = 6200 Kg/Jam - Extraction II = 3310 Kg/Jam - Extraction III = 2750 Kg/Jam - Exhaust = 49000 Kg/Jam Tekanan uap masuk: - Normal = 36 Kg/Cm2 - Max = 56 Kg/ Cm2 Tekanan uap keluar: Normal = 0,085 Kg/Cm2 - Max = 0,095 Kg/Cm2 Temperatur uap masuk turbin : - Normal = 4400C - Max = 4500C - Min = 4100C Pemakaian uap beban nol : 7000 Kg/Jam 8. Generator Generator pada PLTU Tello Makassar berjumlah 2 unit. Spesifikasi dari kedua unit generator tersebut sama. Data Generator PLTU Tello : - Pabrik pembuat : Rade Concar Yugoslavia - Tahun/No.Tipe : 1966/12731/s 1445-2 - Daya : 16 MVA - Putaran : 3000 rpm - Frekuensi : 50 Hz - Arus : 1446 Ampere - Tegangan : 6,3 kV

-

Cos θ

: 0,8

9. Kondensor Data kondensor pada PLTU Tello Makassar - Luas penampang :1200 m2 - Jumlah pipa : 3360 - Kebutuhan air pendingin : 4.159m3/Jam - Temperatur max air pendingin : 350C - Diameter pipa : 0,0189 m - Tebal pipa : 3 mm - Jenis material pipa : Tembaga - Panjang pipa : 3 m - Total berat kosong kondensor: 31.400 Kg - Total berat kondensor dengan air: 46.400 Kg Berdasarkan data-data yang didapatkan, maka dapat ditentukan parameter-parameter berikut : 1. Power to Heat Ratio (Perbandingan daya listrik dan daya termal)

PHR =

We Q

Dengan menggunakan persamaan di atas, diperoleh hasil perhitungan PHR PLTU Tello bulan Desember 2007 yang berkisar antara 0,77 sampai dengan 0,94 seperti pada Tabel 8. Nilai PHR terendah terjadi pada tanggal 9 Desember 2007 dan nilai PHR tertinggi pada tanggal 21 Desember 2007. Tabel 8. Perhitungan PHR PLTU Tello bulan Desember 2007 Tanggal 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Daya Listrik We (kW) 8283,30 8347,40 8103,60 8418,50 8358,70 8517,60 8174,40 7952,40 6043,70 7867,30 8169,80 8339,60 8516,66 14689,80 15141,50 16645,90 16531,00 8289,40 15804,40 8562,60 15104,50 16393,10 16925,20 16789,60

Energi thermal terbuang Q (kW) 9962,09 9743,28 9838,43 9831,58 9811,38 10040,09 9847,15 9565,31 7800,36 9443,27 9774,20 9742,811 9794,80 17157,31 17875,57 19785,23 20713,80 9734,60 19288,42 9904,58 15995,70 19853,59 19700,07 19661,32

PHR PLTU Tello 0,83 0,86 0,82 0,86 0,85 0,85 0,83 0,83 0,77 0,83 0,84 0,86 0,87 0,86 0,85 0,84 0,80 0,85 0,82 0,86 0,94 0,83 0,86 0,85


25 26 27 28 29 30 31

16137,60 8372,10 8423,90 16397,70 16841,70 16788,50 16985,80

19335,68 9816,89 9832,05 18877,72 19839,42 19593,35 19845,34

0,83 0,85 0,86 0,87 0,85 0,86 0,86

2. Efesiensi Listrik ηe =

We x 100% Hf

Dengan menggunakan persamaan di atas, diperoleh hasil perhitungan ηe PLTU Tello bulan Desember 2007 yang berkisar antara 30,99 % sampai dengan 37,41 % seperti pada Tabel 9. Nilai efesiensi listrik terendah terjadi pada tanggal 9 Desember 2007 dan nilai efesiensi listrik tertinggi pada tanggal 21 Desember 2007.

Tabel 9. Perhitungan efesiensi listrik PLTU Tello bulan Desember 2007 Tanggal

Energi termal Hf (kW)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

24959,61 24359,52 24604,76 23769,54 23720,70 25155,00 23858,24 24792,46 19501,98 24437,80 23630,79 24358,38 25347,58 42948,57 43933,60 48712,23 52015,62 25191,82 48307,96 24808,95 40378,48 49651,48 49336,37 50101,96 47576,39 24589,30 23770,65 46385,49 48841,14 49249,78 50531,34

Daya listrik We (kW) 8283,30 8347,40 8103,60 8418,50 8358,70 8517,60 8174,40 7952,40 6043,70 7867,30 8169,80 8339,60 8516,66 14689,80 15141,50 16645,90 16531,00 8289,40 15804,40 8562,60 15104,50 16393,10 16925,20 16789,60 16137,60 8372,10 8423,90 16397,70 16841,70 16788,50 16985,80

3. Efesiensi Termal PLTU Tello

ηe (%) 33,19 34,27 32,94 35,42 35,24 33,86 34,26 32,08 30,99 32,19 34,57 34,24 33,60 34,20 34,46 34,17 31,78 32,91 32,72 34,51 37,41 33,02 34,31 33,51 33,92 34,05 35,44 35,35 34,48 34,09 33,61

ηth =

Q x 100% Hf

Dengan menggunakan persamaan di atas, diperoleh hasil perhitungan efesiensi termal PLTU Tello bulan Desember 2007 yang berkisar antara 38,58 % sampai dengan 41,36 % seperti pada Tabel 10. Nilai efesiensi termal terendah terjadi pada tanggal 8 Desember 2007 dan nilai efesiensi termal tertinggi pada tanggal 4, 5, 11 dan 27 Desember 2007. Tabel 10 Perhitungan efesiensi termal PLTU Tello bulan Desember 2007 Tanggal

Energi termal Hf (kW)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

24959,61 24359,52 24604,76 23769,54 23720,70 25155,00 23858,24 24792,46 19501,98 24437,80 23630,79 24358,38 25347,58 42948,57 43933,60 48712,23 52015,62 25191,82 48307,96 24808,95 40378,48 49651,48 49336,37 50101,96 47576,39 24589,30 23770,65 46385,49 48841,14 49249,78 50531,34

Energi thermal terbuang Q (kW) 9962,09 9743,28 9838,43 9831,58 9811,38 10040,09 9847,15 9565,31 7800,36 9443,27 9774,20 9742,81 9794,81 17157,31 17875,57 19785,23 20713,80 9734,60 19288,42 9904,58 15995,70 19853,59 19700,07 19661,32 19335,68 9816,89 9832,05 18877,72 19839,42 19593,35 19845,34

ηth (%) 39,91 40,00 39,99 41,36 41,36 39,91 41,27 38,58 40,00 38,64 41,36 40,00 38,64 39,95 40,69 40,62 39,82 38,64 39,93 39,92 39,61 39,99 39,93 39,24 40,64 39,92 41,36 40,70 40,62 39,78 39,27

4. Efesiensi Total PLTU Tello

η = ηe+ ηth =

We + Q Hf

Dengan menggunakan persamaan di atas, diperoleh hasil perhitungan efesiensi total PLTU Tello bulan Desember 2007 yang berkisar antara 70,66 % sampai dengan 77,02 % seperti pada Tabel 11. Nilai efesiensi total terendah terjadi


pada tanggal 8 Desember 2007 dan nilai efesiensi total tertinggi pada tanggal 21 Desember 2007. Tabel 11. Perhitungan efesiensi total PLTU Tello Bulan Desember 2007 Tanggal 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Efesiensi Listrik ηe (%) 33,19 34,27 32,94 35,42 35,24 33,86 34,26 32,08 30,99 32,19 34,57 34,24 33,60 34,20 34,46 34,17 31,78 32,91 32,72 34,51 37,41 33,02 34,31 33,51 33,92 34,05 35,44 35,35 34,48 34,09 33,61

Efesiensi Termal ηth (%) 39,91 40,00 39,99 41,36 41,36 39,91 41,27 38,58 40,00 38,64 41,36 40,00 38,64 39,95 40,69 40,62 39,82 38,64 39,93 39,92 39,61 39,99 39,93 39,24 40,64 39,92 41,36 40,70 40,62 39,78 39,27

Efesiensi Total η = ηe+ ηth (%) 73,10 74,27 72,92 76,78 76,60 73,77 75,54 70,66 70,99 70,84 75,93 74,23 72,24 74,15 75,15 74,79 71,60 71,55 72,64 74,44 77,02 73,00 74,24 72,75 74,56 73,97 76,80 76,05 75,10 73,87 72,89

Berdasarkan data yang terkumpul, diketahui bahwa skema sistem kogenerasi PLTU Tello Makassar menggunakan air dari sungai Tello yang telah dimurnikan untuk proses pemanasan. Uap sebagai hasil dari proses. pemanasan digunakan untuk menggerakkan turbin yang memutar generator, sehingga menghasilkan energi listrik. Uap terbuang sisa proses disalurkan ke kondensor untuk dikondensasikan dengan bantuan air pendingin yang diambil dari sungai Tello, sedangkan sisanya dibuang setelah dilakukan proses filterisasi. Air kondesat yang merupakan hasil dari proses kodensasi kemudian digunakan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit, sedangkan air sisa proses dibuang kembali ke sungai. Bahan bakar yang digunakan untuk

proses pemanasan adalah bahan bakar cair berupa Marine Fuel Oil (MFO). Dari skema tersebut, dapat ditarik kesimpulan bahwa PLTU Tello Makassar menggunakan sistem kogenerasi topping cycle dengan extraction condensing steam turbin. PHR PLTU Tello bulan Desember 2007 berkisar antara 0,77 sampai dengan 0,94 sedangkan PHR ideal untuk sistem kogenerasi dengan extraction condensing system berkisar antara 2-10 (Tabel 1). Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa PHR PLTU Tello masih tergolong rendah. Nilai tersebut sebenarnya masih dapat ditingkatkan dengan upaya penambahan daya. Usia dari peralatan pembangkit energi listrik (generator) yang sudah tua mejadi kendala, sehingga perlu diadakan revitalisasi peralatan tersebut. Efesiensi listrik PLTU Tello pada bulan Desember 2007 berkisar antara 30,99 % sampai dengan 37,41 %, sedangkan efesiensi termalnya berkisar antara 38,58 % sampai dengan 41,36 %, dan efesiensi totalnya dengan sistem kogenerasi berkisar antara 70,66 % sampai dengan 77,02 %.

SIMPULAN DAN SARAN Berdasarkan hasil penelitian, dapat disimpulkan: 1. PLTU Tello Makassar menggunakan sistem kogenerasi topping cycle dengan extractioncondensing steam turbine. Skema pemanfaatan energi termal terbuang ialah metode konversi uap menjadi air melalui kondensor 2. Berdasarkan perhitungan parameter teknis sistem kogenerasi PLTU Tello Makassar pada bulan Desember 2007, nilai PHR PLTU Tello tergolong rendah, yaitu berkisar antara 0,77 sampai dengan 0,94. Efesiensi listrik PLTU Tello berkisar antara 30,99% sampai dengan 37,41%, sedangkan efesiensi termal berkisar antara 38,58% sampai dengan 41,36%, dan efesiensi total dengan sistem kogenerasi berkisar antara 70,66% sampai dengan 77,02%. Berdasarkan hasil penelitian, peneliti menyarankan: 1. Untuk menjaga pasokan energi listrik tetap lancar, perlu diadakan revitalisasi peralatan. Tindakan ini dianggap perlu karena usia dari peralatan pembangkit yang sudah cukup tua dan akibatnya sering terjadi kerusakan pada peralatan tersebut.


2. Perlu diadakan penelitian lebih lanjut untuk meningkatkan nilai PHR PLTU Tello.

DAFTAR PUSTAKA Abdul Kadir, 1995. Energi: Sumberdaya, Inovasi, Tenaga Listrik, Potensi Ekonomi. Jakarta: Erlangga. ___________, 2002. Pembangkit tenaga listrik, Jakarta: Universitas Indonesia. Alkhadi, Mukhlis, 2000. Menuju PLTU ramah lingkungan. www.elektroindonesia.com. Diakses 13 Agustus 2007. Almanda, Deni. Cogeneration pembangkit yang ideal. www.elektroindonesia.com. Diakses 7 Agustus 2007. Almanda, Deni. 2000. Cogenerator : alat untuk mengoptimalkan bahan bakat pembangkit konvensional. www.elektroindonesia.com. Diakses 7 Agustus 2007. Bisakah krisis listrik di Sulsel teratasi?. www.kompas.com. 2006. Diakses 13 Agustus 2007. Cogeneration.www.energymanagertraining.com . Diakses 13 Agustus 2007. Cogeneration. www.wikipedia.com. Diakses 28 Agustus2007. Cogeneration Tecnologies – Providing cogeneration and trigeneration power plant development services and renewable energiy tecnologies for commercial, industry, utility, and municipal clients. Diakses 29 www.cogeneration.net., Agustus 2007 Djokosetyardjo, M.J., 1999. Ketel Uap. Jakarta: PT. Pradnya Paramita. Dietzel, Fritz., 1996. Turbin Pompa dan Kompresor. Jakarta: Erlangga. Pembangkit tenaga listrik. www.anthronic.com. Diakses tanggal 28 Agustus 2007 Shlyakhin, P., 1993. Turbin Uap (Steam Turbine) Teori dan Rancangan. Jakarta: Erlangga. What is CHP. www.cogen.org., Diakses 29 Agustus 2007.

Syamsurijal, Analisis Sistem Kogenerasi PLTU Tello Makassar

Recommend Documents