ITS Undergraduate 12893 Paper(1)

8/18/2019 ITS Undergraduate 12893 Paper(1)

1/12

1

STUDI PERBANDINGAN EFISIENSI KAPASITAS DAYA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MAGNET

HIDRODINAMIK TERHADAP PLTU 100 MW DI CILEGON

Indra D Permana

Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh NopemberKampus ITS, Keputih Sukolilo Surabaya 60111

Abstrak

Petumbuhan penduduk diseluruh dunia identikdengan pertumbuhan energi. Dengan berkurangnyasumber energi maka percepatan perekonomian tidakdapat tercipta. Yang terpenting dari energi listrikadalah percepatan perkembangan sumber energi listrik

bagi kelangsungan hidup yang lebih baik. Kita ketahui bahwa sumber energi listrik yang berasal dari minyak bumi, batubara, nuklir, energi matahari, energi panas bumi, tenaga angin sampai dengan pemanfaatan tenagafusi sebagai energi alternatif. Meski batubara termasuksumber energi tak terbarukan, namun hasil penelitian

menunjukkan bahwa Indonesia mempunyai cadangan batubara sekitar 50 miliar ton yang tersebar diSumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi dan Papua.Sekitar 85% diantaranya adalah untuk PLTU. Hal inimenunjukkan bahwa Indonesia memiliki cadangan

batubara terbesar di Asia Tenggara. Akan tetapi pemanfaatan energi batu bara kurang maksimal karenasistem pembangkit Indonesia cenderung berorientasi

pada PLTU, yang pada kenyataannya pembangkittenaga uap batu bara hanyamemiliki efisisensi konversiyang tidak lebih dari 40 %. Disamping itu pengaruhlimbah dari PLTU berupa karbon, SO4, NOx sangat

berbahaya bagi kelangsungan mahkluk hidup. Perlu

adanya solusi dari permasalahan tersebut untukmelahirkan teknologi – teknologi yang tepat gunadalam mengurangi pemborosan energi.

Sistem pembangkit listrik magnet hidrodinamikadalah salah satu teknologi terapan yang menawarkan

beberapa keunggulan dibandingkan pembangkit uap batu bara. Selain memiliki tingkat efisiensi daya yanglebih tinggi, teknologi MHD juga merupakan sistemcombined cycle yang memiliki keandalan dalammembangkitkan energi listrik secara kontinyu yang

bersih dan ramah lingkungan.

1. PENDAHULUAN

1.1 Latar BelakangDiversifikasi energi (bauran sumber energi)

merupakan suatu konsep / strategi yang dapatdipergunakan sebagai alat untuk mencapai

pembangunan energi dan ekonomi yang berkelanjutan.Kebijakan bauran energi menekankan bahwa Indonesiatidak boleh hanya tergantung pada sumber energi

berbasis fosil, namun harus juga mengembangkan penggunaan energi terbarukan.

Magnet hidrodinamik adalah salah satu teknologialternatif yang menjanjikan sebagai salah satu sumber

pembangkit energi listrik efisien dan bersih.Pembangkit listrik magnet hidrodinamik menggunakan

energi kinetik gas plasma sebagai konduktornya yangmemotong medan magnet. Berbeda dengan generator

konvensional yang menggunakan putaran konduktor berupa rotor dalam proses pembangkitan energy listrik.Pembangkit listrik tenaga magnet hidro dinamik dapatmemanfaatkan pembakaran batubara secara langsungtanpa proses pemurnian terlebih dulu. Hal ini yangmembedakan pembangkit listrik hidrodinamik dengan

pembangkit listrik tenaga uap konvensional. Hal inidapat meningkatkan efisiensi pemakaian bahan bakarlebih dari 20 %. Selain itu pemanfaatan gas buang yang

panas dari siklus terbuka pembangkit ini dapat dimanfaatkan untuk menggerakkan turbin uap.Pembangkit magnet hidrodinamik yang merupakan

jenis pembangkit listrik cogeneration yang ekonomisdan ramah lingkungan.

1.2 Perumusan MasalahPenggunaan energi batubara sebagai bahan dasar

pembangkit listrik tenaga uap memiliki berbagai efekdiantaranya :

1. Bagaimana peramalan beban dan konsumsi energilistrik sampai tahun 2025, kaitannya dengan neracadaya di kabupaten Cilegon propinsi Banten?

2. Berapakah biaya pembangkitan PLTU danPLTMHD US$/kW dan harga energi US$/kWh (BPP dan harga jual dengan memperhatikan daya

beli masyarakat)?3. Bagaimana perbandingan efisiensi biaya bahan

bakar yang terpakai pada pengoperasian PLTU danPLTMHD?

4. Bagaimana Pengaruh PLTU dan PLTMHD diCilegon untuk pemenuhan kebutuhan energi listrikdi propinsi Bnaten sampai dengan tahun 2025?

5. Bagaimana Kelayakan PLTU dan PLTMHD 100MW untuk kebutuhan listrik di Cilegon ?

6. Bagaimana tingkat efisiensi dalam memproduksienergi listrik antara PLTU dan PLTMHD 100MW ?

7. Bagaimana dampak pembangunan PLTU danPLTMHD terhadap aspek lingkungan ?

1.3 Batasan Masalah

Karena ruang lingkup permasalahan yang sangat luas,maka dalam penulisan tugas akhir ini, permasalahanakan dibatasi pada :1. Proses pembangkitan energi listrik tenaga magnet

hidrodinamik dibahas secara spesifik.2. Perbandingan efisiensi daya generator magnet

hidrodinamik sebagai pembangkit energi listrikalternatif dengan pembangkit listrik tenaga uapBatu bara

3. Pembahasan mengenai perbandingan kelayakan

pembangunan PLTMHD dan PLTU 100 MW dikabupaten Cilegon.


2/12

2

1.4 Tujuan

Tujuan dari penulisan ini adalah melakukan perbandingan perencaanaan pembangunan pembangkitenergi listrik magnet hidrodinamik terhadap PLTUsebagai sumber energi listrik mutual yang memilikiefisiensi tinggi pada proses pembangkitannya dan

sebagai upaya dalam menciptakan teknologi pengolahan batu bara yang bersih dan ramah terhadaplingkungan.

1.5 Relevansi

Dari hasil pembahasan perencanaan pembangkittenaga magnet hidrodinamik ini di harapkan dapatmengurangi pemborosan dalam proses pembangkitanenergi di masa – masa mendatang. Pembangkit tersebut

juga dapat memberikan konstribusi dalam pemanfaatandan pengembangan teknologi magnet hidrodinamikyang dapat menekan jumlah pemakaian batu barasebagai bahan dasar pembangkitan sehingga

infrastruktur pembiayaannya jauh lebih terkendali.Pemanfaatan sumber energi terbarukan memiliki

potensi yang luar biasa dalam menunjang peningkatanteknologi pembangkitan yang andal dan memilikiefisiensi tinggi

2. TEORI PENUNJANG

2.1 Batubara

Batu bara adalah sisa tumbuhan dari jaman prasejarah yang berubah bentuk yang awalnya berakumulasi dirawa dan lahan gambut. Penimbunanlanau dan sedimen lainnya, bersama dengan pergeserankerak bumi (dikenal sebagai pergeseran tektonik)mengubur rawa dan gambut yang seringkali sampai kekedalaman yang sangat dalam. Dengan penimbunantersebut, material tumbuhan tersebut terkena suhu dantekanan yang tinggi. Suhu dan tekanan yang tinggitersebut menyebabkan tumbuhan tersebut mengalami

proses perubahan fisika dan kimiawi dan mengubahtumbuhan tersebut menjadi gambut dan kemudian batu

bara. Pembentukan batubara dimulai sejakCarboniferous Period (Periode Pembentukan Karbonatau Batu Bara) – dikenal sebagai zaman batu bara

pertama – yang berlangsung antara 360 juta sampai290 juta tahun yang lalu. Mutu dari setiap endapan batu

bara ditentukan oleh suhu dan tekanan serta lamawaktu pembentukan, yang disebut sebagai ‗maturitasorganik‘.

2.2 Pembangkit Tenaga Listrik

Secara umum pembangkitan tenaga listrik dapatdiklasifikasikan menjadi dua kelompok, yaitu :.

Berdasarkan metode pembangkitannya, dapat

dibedakan menjadi:a. Metode pembangitan dengan konversi langsung

(direct energy conversion), yaitu terbangkitnyaenergi listrik (dari energi primer) terjadi secaralangsung, tanpa keterlibatan bentuk energi lainsebagai antara (medium)

b.

Metode pembangkitan dengan konversi taklangsung (indirect energy conversion), yaituterbangkitnya energi listrik (dari energi primer)

berlangsung dengan cara melibatkan suatu bentukenergi lain. Bila energi lain yang berfungsi sebagaimedium ini tidak ada, maka tidak akan terbangkitenergi listrik.

Berdasarkan proses pembangkitannya, dapat dibedakanmenjadi :

a.

Pembangkit non thermal, yaitu pembangkit yangdalam pengoperasiannya tanpa melalui prosesthermal atau pemanasan.

b. Pembangkit thermal, yaitu pembangkit yang dalam pengoperasiannya melalui proses thermal atau pembakaran.

2.3 Pengolahan BatubaraBatu bara yang langsung diambil dari bawah

tanah, disebut batu bara tertambang run-of-mine(ROM), seringkali memiliki kandungan campuran yangtidak diinginkan seperti batu dan lumpur dan berbentuk

pecahan dengan berbagai ukuran. Namun demikian

pengguna batu bara membutuhkan batu bara denganmutu yang konsisten. Pengolahan batu bara – jugadisebut pencucian batu bara (―coal benification‖ atau ―coal washing‖) mengarah pada penanganan batu bara

tertambang (ROM Coal) untuk menjamin mutu yangkonsisten dan kesesuaian dengan kebutuhan penggunaakhir tertentu.

2.4 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada PLTU

Pembakaran batu bara ini akan menghasilkan uapdan gas buang yang panas. Gas buang itu berfungsi

juga untuk memanaskan pipa boiler yang berada di ataslapisan mengambang. Gas buang selanjutnya dialiri ke

pembersih yang di dalamnya terdapat alat pengendapabu setelah gas itu bersih lalu dibuang ke udara melaluicerobong. Sedangkan uap dialiri ke turbin yang akanmenyebabkan turbin bergerak, tapi karena poros turbindigandeng/dikopel dengan poros generator akibatnyagerakan turbin itu akan menyebabkan pula gerakangenerator sehingga dihasilkan energi listrik. Uap itukemudian dialiri ke kondensor sehingga berubahmenjadi air dan dengan bantuan pompa air itu dialiri ke

boiler sebagai air pengisi.PLTU ini dilengkapi dengan presipitator elektro

static yaitu suatu alat untuk mengendalikan partikelyang akan keluar cerobong dan alat pengolahan abu

batu bara. Sedang uap yang sudah dipakai kemudiandidinginkan dalam kondensor sehingga dihasilkan airyang dialirkan ke dalam boiler. Pada waktu PLTU

batubara beroperasi suhu pada kondensor naiknya begitu cepat, sehingga mengakibatkan kondensormenjadi panas. Sedang untuk mendinginkan kondensor

bisa digunakan air, tapi harus dalam jumlah besar, halinilah yang menyebabkan PLTU dibangun dekatdengan sumber air yang banyak seperti di tepi sungaiatau tepi pantai.

2.5 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada

PLTMHD

Di bawah kondisi tekanan tinggi, listrik dihasilkandari proses gasifikasi senyawa gas melalui pembakaran


3/12

3

bahan bakar fosil. Sebagian besar sistem MHDmenggunakan batu bara atau gas alam sebagai bahan

bakar fosil. Namun, gas inert seperti argon dan heliumyang juga digunakan dalam beberapa sistemMHD. Gas ini dinjeksikan kedalam channel /ductmelalui nozzel dengan kecepatan tinggi 1000-2000

m/s. Magnetohydrodynamic generator tidakmenciptakan muatan listrik, terciptanya listrik karenaadanya muatan listrik yang melekat saat proses ionisasigas berlangsung. Dengan analogi, memikirkan sebuah

pompa air yang memungkinkan air melewati tetapi bukan merupakan sumber air. Konduktivitas fluidadapat ditingkatkan dengan mengadopsi berbagaimetode.

Jika gas memasuki saluran channel tersusun darimedan magnet superkonduktor. Intensitas magnet yangdapat di hasilkan di dalam saluran tersebut biasanyaantara 3-5 Tesla. Saat gas melewati saluran, sebuahgaya gerak listrik terjadi dalam ruang magnet ( channel

). Menurut hukum Faraday tentang induksielektromagnetik arus / tegangan (EMF) adalah bilasebuah kumparan induksi / kawat digerak-gerakkan didalam medan magnet maka akan terjadi perubahanfluks magnet per satuan waktu. Namun yangmembedakannya di dalam sistem MHD tidakmenggunakan kumparan induksi / kawat sebagaikonduktor melainkan berupa fluida gas.

Seperti yang disebutkan sebelumnya sistem MHDterdiri dari saluran / saluran yang merupakan

penghubung ke sirkuit eksternal yang pada akhirnyaakan membiarkan listrik mengalir ke beban melaluisebuah elektrode. Elektroda adalah pelat, batang atau

kawat yang bertindak sebagai konduktor terhadapaliran listrik. Mereka bertindak sebagai penghubung kesirkuit eksternal. Rangkaian eksternal dihubungkan keelektroda dan catu daya listrik ditransfer ke jalan yangdiinginkan.

2.6 Metode Peramalan Kebutuhan Listrik

Peramalan kebutuhan listrik adalah untuk mengetahuiakan kebutuhan listrik di tahun yang akan dating dapatdilakukan dengan berbagai cara antara lain denganmetode regresi dan metode DKL 3.01

2.6.1 Metode Regresi

Dalam Metode Regresi Linier Bergandadiperlukan faktor/parameter yang akan dijadikan acuandalam perhitungan. Dalam peramalan kebutuhan energilistrik parameter-parameter yang dipakai adalh sebagai

berikut :1. Jumlah penduduk (X1)2. Jumlah konsumsi (X2)3. Produk Domestik Regional Bruto (X 3)4. Jumlah industri (X4)5. Energi listrik terjual (Y)

2.6.2 Metode DKL 3.01

Metode DKL 3 merupakan metode menghitung

peramalan kebutuhan listrik tiap pelanggan denganmemperhitungkan rasio elektrifikasi tiap pelanggan.

Metode tersebut paling banyak digunakan oleh PLN.Pada perhitungan metode tersebut di bagi menjadi

beberapa perhitungan dalam tiap sektornya meliputi :

a) Sektor Rumah Tangga b) Sektor Komersil

c)

Sektor Publikd) Sektor Industri

2.7 Analisa Ekonomi

Sebelum suatu proyek dilaksanakan perludilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akandiketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisiekonomi investasi. Ada beberapa metode penilaian

proyek investasi, yaitu :

2.7.1 Net Present Value (NPV)

NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total

atau pendapatan total proyek.

2.7.2 Internal Rate of Return (IRR)

IRR adalah suatu indicator yang dapatmenggambarkan kecepatan pengembalian modal darisuatu proyek.

2.7.3 Return Of Investment (ROI)

ROI adalah laba atas investasi. ROI adalah rasiouang yang diperoleh atau hilang pada suatu investasi, relatif terhadap jumlah uang yang diinvestasikan

2.7.4 Benefit-Cost Ratio (BCR)

Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandinganantara pemasukan total sepanjang waktu operasi

pembangkit dengan biaya investasi awal.

2.7.5 Payback Period (PP)Payback Period adalah lama waktu yang diperlukanuntuk mengembalikan dana investasi. Investasi yangideal adalah investasi dengan payback periodeterpendek.

3. Banten dan Kabupaten Cilegon

Wilayah Banten terletak di antara 5º7'50"-7º1'11" Lintang Selatan dan 105º1'11"-106º7'12" Bujurtimur, berdasarkan Undang-Undang RepublikIndonesia Nomor 23 tahun 2000 luas wilayah Bantenadalah 9.160,70 km². Provinsi Banten terdiri dari4 kota, 4 kabupaten, 140 kecamatan, 62 kelurahan dan1.242 desa. Wilayah laut Banten merupakan salah satu

jalur laut potensial, Selat Sunda merupakan salah satu jalur lalu lintas laut yang strategis karena dapat dilaluikapal besar yangmenghubungkan Australia dan Selandia Baru dengankawasan Asia tenggara misalnya Thailand, Malaysia, danSingapura.

http://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Rasio&action=edit&redlink=1http://id.wikipedia.org/wiki/Uanghttp://id.wikipedia.org/wiki/Investasihttp://id.wikipedia.org/wiki/Lintang_Selatanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Bujur_Timurhttp://id.wikipedia.org/wiki/Bujur_Timurhttp://id.wikipedia.org/wiki/2000http://id.wikipedia.org/wiki/Kotahttp://id.wikipedia.org/wiki/Kabupatenhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kecamatanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kelurahanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Desahttp://id.wikipedia.org/wiki/Australiahttp://id.wikipedia.org/wiki/Selandia_Baruhttp://id.wikipedia.org/wiki/Thailandhttp://id.wikipedia.org/wiki/Malaysiahttp://id.wikipedia.org/wiki/Singapurahttp://id.wikipedia.org/wiki/Singapurahttp://id.wikipedia.org/wiki/Malaysiahttp://id.wikipedia.org/wiki/Thailandhttp://id.wikipedia.org/wiki/Selandia_Baruhttp://id.wikipedia.org/wiki/Australiahttp://id.wikipedia.org/wiki/Desahttp://id.wikipedia.org/wiki/Kelurahanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kecamatanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kabupatenhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kotahttp://id.wikipedia.org/wiki/2000http://id.wikipedia.org/wiki/Bujur_Timurhttp://id.wikipedia.org/wiki/Bujur_Timurhttp://id.wikipedia.org/wiki/Lintang_Selatanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Investasihttp://id.wikipedia.org/wiki/Uanghttp://id.wikipedia.org/w/index.php?title=Rasio&action=edit&redlink=1


4/12

4

Gambar 1.1

Di samping itu Banten merupakan jalur penghubungantara Jawa dan Sumatera. Bila dikaitkan posisigeografis dan pemerintahan maka wilayah Bantenterutama Kota Tangerang dan Kabupaten Tangerangmerupakan wilayah penyangga bagi Jakarta. Secara

ekonomi wilayah Banten memiliki banyak industri. Wilayah Provinsi Banten juga memiliki

beberapa pelabuhan laut yang dikembangkan sebagaiantisipasi untuk menampung kelebihan kapasitas dari

pelabuhan laut di Jakarta dan ditujukan untuk menjadi pelabuhan alternatif selain Singapura.

Kondisi topografi Banten adalah sebagai berikut: Wilayah datar (kemiringan 0 - 2 %) seluas

574.090 hektare Wilayah bergelombang (kemiringan 2 - 15%)

seluas 186.320 hektare

Wilayah curam (kemiringan 15 - 40%) seluas

118.470,50 hektareKondisi penggunaan lahan yang perlu dicermati adalahmenurunnya wilayah hutan dari 233.629,77 hektare

pada tahun 2004 menjadi 213.629,77 hektare.ProvinsiBanten terdiri atas 4 kabupaten dan 4 kota

4. Analisa Data

Gambar 1.2

4.1 Kondisi Kelistrikan Cilegon

Meski memiliki dua unit pembangkit listriktenaga uap (PLTU) — Suralaya dan Labuan — yang

beroperasi di wilayahnya, masih banyak masyarakatBanten yang belum menikmati pembangunan energiketenagalistrikan. Kondisi itu, kerap kali menciptakan

kesenjangan pembangunan yang mencolok. karena tak jarang, kampung-kampung yang dekat dengan pembangkit pun, belum mencicipi bagaimana rasanyamenikmati jaringan listrik.

Dalam kondisi itu, program Listrik Perdesaan(Prolisdes) diharapkan dapat mempersempitkesenjangan itu. Pemberian bantuan pemasanganinstalasi listrik gratis kepada ribuan masyarakatdiharapkan dapat mengeliminir jumlah masyarakatyang belum menikmati pembangunan ketenagalistrikanitu. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berkorelasidengan pertumbuhan makro ekonomi. Denganmengasumsikan pertumbuhan PDRB Provinsi Banten

sebesar 6%, mulai tahun 2006 sampai tahun 2020tumbuh rata-rata 5% per-tahun, serta pertumbuhan

penduduk rata-rata 2,3% per-tahun, kebutuhan tenagalistrik netto di propinsi Banten tahun 2020 diperkirakanhampir mencapai 30 TWh atau sama dengan totalkebutuhan daya sebesar 6.000 MW ( 6 GW).Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik ini sudahmemperhitungkan kebutuhan tenaga listrik dari

pelabuhan Bojonegara sekitar 10-15 MW danKebutuhan tenaga listrik untuk KEK (KawasanEkonomi Khusus) Bojonegara sekitar 400 MW denganmengasumsikan kebutuhan tenaga listrik ke KEKBojonegara sebesar pasokan listrik ke Kawasan

Industri Krakatau Steel yaitu sebesar 400 MW.Kebutuhan tenaga listrik terbesar di Propinsi Bantendiperkirakan masih didominasi oleh sektor industri,dengan pangsa sekitar 65%. Kebutuhan tenaga listrik disektor rumah tangga menempati posisi kedua dengan

pangsa kebutuhan sekitar 25%.Berdasarkan hasil RUKD Provinsi Banten, yaitu

dengan mengasumsikan kenaikan sekitar 6% pertahunkebutuhan kapasitas untuk memasok tenaga listrik diPropinsi Banten pada tahun 2010 sekitar 3.000 MWatau 3 GW dan pada tahun 2010 hampir dua kalinyayaitu mencapai sekitar 6.000 MW atau 6 GW

Total kapasitas terpasang pembangkit listrik yang

berada di Propinsi Banten saat ini yaitu sekitar 4.200MW, ditambah dengan kapasitas terpasang pada PLTU

baru (PLTU Suralaya 600 MW, PLTU Labuan 600MW,dan PLTU Teluk Naga 900 MW) yang sudah akan

beroperasi tahun 2009, maka pada tahun 2010 totalkapasitas terpasang pembangkit listrik yang berada diProvinsi Banten akan menjadi 6.300 MW atau 6.3 GW.

http://id.wikipedia.org/wiki/Jawahttp://id.wikipedia.org/wiki/Sumaterahttp://id.wikipedia.org/wiki/Industrihttp://id.wikipedia.org/wiki/Pelabuhanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Hutanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kabupatenhttp://id.wikipedia.org/wiki/Kotahttp://id.wikipedia.org/wiki/Kotahttp://id.wikipedia.org/wiki/Kabupatenhttp://id.wikipedia.org/wiki/Hutanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Pelabuhanhttp://id.wikipedia.org/wiki/Industrihttp://id.wikipedia.org/wiki/Sumaterahttp://id.wikipedia.org/wiki/Jawa


5/12

5

4.2 Kebutuhan Energi Listrik Cilegon

Gambar 1.3

Flow diagram metode peramalan kebutuhan energilistrik

4.2.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik

dengan metode Regresi

Salah satu permasalahan ketenagalistrikan diBanten yakni meningkatnya kebutuhan listrik olehmasyarakat sehingga diperlukan peramalan beban disuatu regional. Peramalan atau perkiraan beban bebanmerupakan masalah yang sangat menentukan bagi

perusahaan listrik baik segi-segi manajerial maupun bagi operasional. Untuk dapat membuat perkiraan beban beban sebaik mungkin perlu beban sistem tenaga

listrik yang sudah terjadi di masa lalu. Perkiraan beban jangka panjang adalah untuk jangka waktu diatas satutahun. Dalam perkiraan beban jangka panjang masalah-masalah makro ekonomi yang merupakan masalahekstern perusahaan listrik merupakan faktor utamayang menentukan arah perkiraan beban.

Perhitungan perkiraan beban dilakukan denganmenggunakan data yang berasal yang dari wilayahkelistrikan Banten. Data yang dipakai merupakan datadalam kurun waktu 8 tahunan mulai tahun 2002 -2009dengan hasil perhitungan merupakan perkiraan bebanuntuk jangka panjang sampai 2030.

.

Tabel 1.1

Proyeksi Energi Terjual (GWh), Jumlah

Pelanggan per Sektor, Jumlah Penduduk (Ribu),

dan PDRB Cilegon (Milyar)

4.2.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik

dengan metode DKL 3.0

Model yang digunakan dalam metode DKL 3.0untuk menyusun prakiraan adalah model sektoral.

Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoraldigunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhantenaga listrik pada tingkat wilayah/distribusi.Metodologi yang digunakan pada model sektoraladalah metode gabungan antara kecenderungan,ekonometri dan analitis. Pendekatan yang digunakandalam menghitung kebutuhan listrik adalah denganmengelompokkan pelanggan menjadi empat pelangganyaitu :

1. Pelanggan Rumah Tangga2. Pelanggan Bisnis3. Pelanggan Industri4. Pelanggan Publik

Metode DKL 3.0 menggunakan pendekatan yangmemadukan analisa data statistik penjualan tenagalistrik dan pertumbuhan ekonomi yang dipresentasikandengan Product Domestic Regional Brutto (PDRB).


6/12

6

Tabel 1.2

Proyeksi Konsumsi Energi Listrik (KWh), Jumlah

Pelanggan per Sektor dengan Metode DKL

Pendekatan yang digunakan dalam menghitungkebutuhan listrik adalah dengan mengelompokkan

pelanggan menjadi empat pelanggan yaitu : PelangganRumah Tangga, Pelanggan Bisnis, Pelanggan Industri,Pelanggan Publik.

4.2 Perbandingan Peramalan Konsumsi EnergiAntara Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

Dari hasil peramalan dengan metode DKL 3.01.diperoleh bahwa laju pertumbuhan rata-rata konsumsienergi dalam kurun waktu 10 tahun sebesar 7,0 % pertahun, sedangkan dengan metode regresi linier laju

pertumbuhannya rata-rata sebesar 7,4 % per tahun.Hasil perhitungan konsumsi energi dengan metoderegresi lebih tinggi dari metode DKL. Namun padatahun 2016, Metoda DKL mengeluarkan hasil yanglebih tinggi dari metode regresi karena grafiknya miripdengan grafik kuadrat dan eksponensial. Proyeksikonsumsi Energi Listrik Antara Regresi Linier

Berganda dan DKL 3.01 dapat dilihat pada tabel 4.14dan gambar 4.5.

Gambar 1.4

Grafik Proyeksi Konsumsi Energi Listrik AntaraRegresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

4.3 Energi Produksi dan Beban Puncak Cilegon

Setelah didapatkan hasil dari analisa pertumbuhankebutuhan energi listrik di Cilegon denganmenggunakan metoda DKL 3.01 maka besarnya

pertumbuhan beban puncak di Cilegon dapat

ditunjukkan pada tabel dibawah ini.

Tabel 1.3

Pertumbuhan Energi Terjual (KWH), Energi

Produksi (KWH), dan Beban Puncak (KW) Cilegon

Tahun 2008 Sampai dengan 2030

TahunKonsumsi

Energi

Load

Factor

Energi

Produksi

Peak

Load

t ETt LFt EPTt PLt

2008 21.207.478 0,50 23.026.578 5.247,22

2009 22.936.038 0,50 24.903.407 5.653,43

2010 23.413.086 0,50 25.422.900 5.758,80

2011 23.905.935 0,51 25.956.498 5.866,592012 24.416.151 0,51 26.510.479 5.978,19

2013 24.944.536 0,51 27.084.187 6.093,43

2014 25.491.923 0,51 27.678.527 6.212,46

2015 26.059.190 0,51 28.294.452 6.335,45

2016 26.647.258 0,51 28.932.962 6.462,58

2017 27.257.094 0,51 29.595.107 6.594,04

2018 27.889.718 0,51 30.281.996 6.730,02

2019 28.546.199 0,51 30.994.787 6.870,72

2020 29.227.663 0,52 31.734.705 7.016,37

2021 29.935.294 0,52 32.503.034 7.167,19

2022 30.670.336 0,52 33.301.125 7.323,41

2023 31.434.100 0,52 34.130.402 7.485,302024 32.227.963 0,52 34.992.359 7.653,12

2025 33.053.376 0,52 35.888.573 7.827,14

2026 33.911.862 0,52 36.820.697 8.007,65

2027 34.805.029 0,53 37.790.477 8.194,97

2028 35.734.567 0,53 38.799.747 8.389,41

2029 36.702.253 0,53 39.850.438 8.591,32

4.4 Pengaruh PLTMHD Dan PLTU 100 MW

terhadap Neraca Daya Kabupaten Cilegon

Kondisi kapasitas pembangkit di Cilegon

cenderung naik dengansemakin banyaknya jumlah penduduk. Hal ini berdampak semakin banyaknya pembangkit- pembangkit baru yang menggunakan bahan bakar batubara akibat semakin menyusutnya energi batubaradan memerlukan dana investasi yang tidak sedikit.Rencana beroperasinya PLTU dan PLTMHD dapatmemasok daya 100 MW sampai pada tahun 2030 yangmerupakan sistem pembangkit yang lebih efisien.

Neraca daya yang disusun adalah berdasarkankapasitas pembangkit dengan asumsi bahwa PLTUSuralaya, PLTU Cilegon beroperasi pada factorkapasitas nominalnya. Jika diasumsikan tidak ada

penambahan pembangkit sampai tahun 2020 selainPLTU Suralaya 3.400 MW yang beroperasi pada pertengahan 2002 dan PLTGU Cilegon 740 MW yang


7/12

7

beroperasi pada tahun 2009 maka terdapat 2 skenarioyang akan dihadapi oleh PLN Banten :1. Total kapasitas terpasang pembangkit listrik yang

berada di Propinsi Banten saat ini yaitu sekitar4.200 MW, ditambah dengan kapasitas terpasang

pada PLTU baru (PLTU Suralaya 600 MW,

PLTU Labuan 600 MW,dan PLTU Teluk Naga900 MW) yang sudah akan beroperasi tahun2009, maka pada tahun 2010 total kapasitasterpasang pembangkit listrik yang berada diProvinsi Banten akan menjadi 6.300 MW atau 6.3GW.

2. PT PLN (Persero) menargetkan sembilanPembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yangmasuk dalam proyek percepatan 10.000 MWtahap I akan beroperasi tahun ini. PLTU-PLTUtersebut akan menambah pasokan listrik nasionalhingga 3266 Megawatt. sebagian besar berada diPulau Jawa dengan total kapasitas 3205MW,

sementara sisanya di luar Jawa. PLTU yang beroperasi tahun ini.

a. PLTU Labuan Banten dengan kapasitas 300 MW,telah diresmikan pada 28 Januari 2010.

b. PLTU Suralaya, Banten dengan kapasitas 1x625MW ditargetkan beroperasi secara komersial(Commercial Operation Date/COD) pada Mei2010.

Kurva Neraca Daya

4.5 Analisa PLTU dan PTMHD Cilegon

4.5.1 Aspek Teknis

Secara teknis kedua pembangkit mempunyai beberapa perbedaan untuk tiap-tiap komponennya. Halyang mendasar dari prinsip kerja kedua pembangkittersebut memerlukan fungsi-fungsi komponen

didalamnya. Selain itu peningkatan efisiensi darisebuah pembangkit dipengaruhui oleh faktor rugi-rugikomponennya.

4.5.1.1 Komponen PLTU 100 MW

1. Transportasi bahan bakar

Bahan bakar yang digunakan oleh PLTU 2 X 50MW Cilegon adalah batubara. Batubara diperoleh daritambang Bukit Asam, Sumatera Selatan dari jenis

subbituminous dengan nilai kalor 5000-5500 kkal/kg.Batubara untuk keperluan PLTU Cilegon akandidatangkan dari Bukit Asam yang diangkut dengankapal laut. Bahan bakar yang diangkut dengan kapal

laut akan langsung menuju dermaga di rencanaPembangunan PLTU Cilegon. Pembongkaran batubaradari kapal ke penampungan ( stockyard ) dilakukandengan menggunakan belt conveyor menuju ke

penyimpanan sementara dengan menggunakanTelescopic Chute (2) atau dengan menggunakanStacker/Reclaimer (1) atau langsung batubara tersebutditransfer malalui Junction House (3) ke ScrapperConveyor (4) lalu ke Coal Bunker (5), seterusnya keCoal Feeder (6) yang berfungsi mengatur jumlah aliranke Pulverizer (7) dimana batubara digiling denganukuran yang sesuai kebutuhan menjadi serbuk yanghalus.

2. Boiler, Turbin dan Generator

Batubara yang dibongkar dari stockyard dikerukdan diangkat ke boiler . Boiler terdiri dari beberapatingkatan sesuai suhu dan tekanan air yang berada didalamnya. Pertama adalah Economizer. Di sini

berfungsi untuk menaikkan air yang bertekanan tinggitersebut beberapa derajat sebelum memasuki pipautama pembakaran.

Selanjutnya batubara diteruskan ke coal feeder yang berfungsi mengatur jumlah aliran ke pulverizer (gambar 4.14) dimana batubara digiling sesuaikebutuhan menjadi serbuk yang sangat halus seperti

tepung. Serbuk batubara ini dicampur dengan udara panas dari Primary Air Fan (P.A Fan) dan dibawa kecoal burner (gambar 4.15) yang menghembuskan

batubara tersebut ke dalam ruang bakar untuk proses pembakaran dan terbakar seperti gas untuk merubah airmenjadi gas. Udara panas yang digunakan oleh P.AFan dipasok dari F.D Fan yang menekan udara panassetelah dilewatkan melalui Air Heater . FD Fan jugamemasok udara ke coal burner untuk mendukung

proses pembakaran. Hasil proses pembakaran yangterjadi menghasilkan limbah yang berupa abu dengan

perbandingan 14:1.Panas yang dihasilkan dari pembakaran bahan

bakar diserap oleh pipa-pipa penguap/water wallsmenjadi uap jenuh/uap basah yang selanjutnya


8/12

8

dipanaskan dengan superheater. Kemudian uap tersebutdialirkan ke turbin tekanan tinggi, dimana uap tersebutditekan melalui nozzel ke sudu-sudu turbin. Tenagadari uap menghantam sudu-sudu turbin dan membuatturbin berputar. Setelah melalui turbin tekanan tinggi,uap dikembalikan ke boiler untuk dipanaskan ulang di

reheater sebelum uap tersebut digunakan di I.P Turbindan L.P Turbin. Poros turbin tekanan rendah dikopeldengan rotor generator. Rotor dalam elektromagnit

berbentuk silinder ikut berputar apabila turbin berputar.Generator dibungkus dalam stator generator. Stator inidigulung dengan menggunakan batang tembaga. Listrikdihasilkan dalam batang tembaga pada stator olehelektromagnit rotor melalui perputaran dari medanmagnit.

3. Kondensor

Uap yang melewati turbin akan didinginkan dandikondensasikan menjadi air di dalam condensor

sebelum dikembalikan ke boiler. Air untuk keperluanPLTU Cilegon sebanyak 86800 m

3/jam atau sekitar

24,1 m3/detik diambil dari laut, dimana debit airsebesar 400 m

3/jam diolah terlebih dahulu sehingga

memenuhi syarat untuk digunakan air pengisi ketel(boiler) dan untuk berbagai kebutuhan operasi lainnya.Air yang telah dipergunakan dikembalikan lagi ke lautsetelah didinginkan di saluran pendingin

4.5.1.2 Komponen PLTMHD 100 MW

1. Transportasi Batubara

Serbuk batubara yang dikirim dari industri batubarayang selanjutnya akan digunakan sabagai bahan

bakar pembangkit. Bahan bakar di bawah tekanantesebut di hasilkan dari sistem produksi.

2. Combustor ( Ruang Bakar )

Didalam ruangan ini batubara dan ditambahkandengan senyawa osidator untuk memisahkan kadaroksigen dalam batubara sebelum dimasukkan kedalam pemanas awal dalam tangki ( couper )sampai pada suhu 900 C. Pada ruang bakar tersebutharus dioperasikan dalam keadaan bersih dari terakhasil pembakaran sebelumnya Selanjutnya padatahap ke dua, serbuk potasium karbonat diinjeksikan dan dicampurkan dengan serbuk

batubara hasil dari pembakaran pada tahapsebelumnya. Yang selanjutnya gas tersebut disemprotkan ke dalam MHD channel denganmenggunakan nozlzle melintasi ruang pengukurandan analisa sebelum akhirnya di teruskan ke MHDchannel.

3. MHD channel

Merupakan saluran kanal medan magnet, tempatdihasilkannya energi listrik dari generator berupaarus DC selanjutnya akan dirubah menjadi ACdengan menggunakan inverter sebelum diteruskanmenuju terminal catu daya.

4. Diffuser

Bagian yang berfungsi menormalisasikan kecepatandan tekanan gas fluida dari hasil pembakaran.Setelah dari generator selanjutnya aliran kecepatangas tersebut dikurangi dan tekanannya dapat dinormalkan kembali. Kemudian sisa hasil

pembakaran tadi di kirim menuju ruang pembersihan terak.

5. Magnet

Bagian tersebut merupakan bagian utama yang berfungsi sebagai kumparan medan yang dapatmenghasilkan kerapatan arus listrik apabila dilewatigas plasma.

6. MHD Generator

Bagian dari sistem MHD yang berfungsi untukmembangkitkan tegangan DC yang selanjutnya di

konversikan menjadi tegangan AC melalui inverter.

7. Nozzle

Bagian ini berfungsi untuk mengijeksikan bahan bakar ke dalam saluran kanal ( MHD duct)

4.5.2 Perhitungan Efisiensi PLTU dan PLTMHD

4.5.2.1 Perhitungan efisiensi thermal pada PLTU

Kapasitas per hari (panas yang diubah menjadi listrik)= 100 MWMisal batubara yang digunakan berjenis Subbituminous yang mempunyai heating value5000 kkal/kg

Kebutuhan batu bara = 1.042,08 ton/hari = 43.420kg/jamPanas dihasilkan = 43.420 kg/jam x 5000 kkal/kg

= 217.100.000 kkal/jam= 252.441 Kwh

= Kapasitas Panas per hari x 100 %Konversi panas yang dihasikan

= 100.000 x 100 % = 39,6 %252.441

4.5.2.2 Perhitungan efisiensi thermal padaPLTMHD

E = 0.415 - 1.392 C + 3.977 A -.00056 R - .004 F +.0229 T - .0115 G + 1.535 P - 10.98 M - 1.842 S +23.13 L + 1.87 B + .0122 W+ .00615W M - .00216 W


9/12

9

P - .00001 W T + 0.218 M P - 0.000836 M T + .00057P T - 1.035(C -2.2)2

E = 0.415 - 1.392 (1) + 3.977(1) - 0.00056 (90%) -0.004 (1) + 0.0229 (2500) - 0.0115(1)+ 1.535 (8,7) -10.98 (5) - 1.842 (1) + 23.13 (0,8) + 1.87 (1) + .0122 (

100 )+ 0.00615 (100)(5) - 0.00216(100) (8,7) -0.00001(100)(2500) + 0.218 (5)(8,7)- 0.000836(5)(2500) + 0.00057(8,7) (2500) - 1.035(1-2.2)2 = 57,8 %

4.5.3 Analisa Pemakaian Batu Bara

4.5.3.1 Konsumsi Batu Bara untuk PLTU

Energi Listrik per tahun dari PLTU

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktorkapasitas

= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.85= 744.600.000 kWh/tahun

Kebutuhan energi panas

= Batu bara per tahun x LHV= 381.401.280 kg/tahun x 5000 kcal/kg= 1,9 x 10

12 kcal/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh = Konsumsi energi / Energi listrik

= 381.401.280 kg/tahun/744.600.000 kWh/tahun= 0,5 kg/kWh

4.5.3.2 Konsumsi Batu Bara untuk PLTMHD

Energi Listrik per tahun dari PLTMHD

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor

kapasitas= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.65= 569.400.000 kWh/tahun

Untuk faktor Kapasitas PLTMHD sebesa 65% inidikarenakan MHD bekerja dalam siklus terbuka.

Kebutuhan energi panas

= Batu bara per tahun x LHV= 28.483.000 kg/tahun x 5000 kcal/kg= 1,424 x 10

11 kcal/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh

= Konsumsi energi / Energi listrik

= 28.483.000 kg/tahun / 569.400.000 kWh/tahun= 0,05 kg/kWh

4.5.2 Aspek Sosial

Pembangunan manusia mempunyai perspektifyang lebih luas karena pembangunan seutuhnya tidaksaja mencakup aspek fisik biologis, termasuk aspekiman dan ketaqwaan juga mendapat perhatian yang

sama besar. Model pembangunan manusia menurutUNDP (1990) ditujukan untuk memperluas pilihanyang dapat dicapai melalui upaya pemberdayaan

penduduk. Pemberdayaan penduduk ini dapat dicapaimelalui upaya yang menitikberatkan pada peningkatankemampuan dasar manusia yaitu meningkatnya derajatkesehatan, pengetahuan dan ketrampilan agar dapatdigunakan untuk mempertinggi partisipasi dalamkegiatan ekonomi produktif, sosial budaya, dan politik.

Untuk wilayah Cilegon pada tahun 2009memeiliki IPM 75,3 % hal ini menunjukkan bahwa

perkembangan manusia di wilayah Cilegon sudahtergolong modern karena apabila dibandingkan dengan

propinsi Banten yang hanya mencapai 69,3%.4.5.3 Aspek Ekonomi

4.5.3.1 Perhitungan Biaya pembangkitan Energi

Listrik dari PLTU dan PLTMHD

Biaya total pembangkitan energi listrikmerupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan

bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanyadalam perhitungan biaya pembangkitan energi listrik,harus dihitung satu persatu dari ketiga biaya diatas.Perencanaan pembangunan PLTU & PLTMHDCilegon dengan bahan bakar batu bara dengankapasitas total 100 MW, diasumsikan dengan capacity

factor / factor kapasitas 85 % (PLTU) dan memiliki lifetime / umur pembangkit 25 tahun.

Dari sisi ekonomi dalam mengembangkan pembangkit sistem tenaga listrik denganmengembangkan plant-plant dengan biaya

pembangunan yang murah dan untuk menghasilkanenergi listrik dengan biaya rendah. Dalam membahasteknologi pembangkitan, maka perlumempertimbangkan dua hal yaitu :1. Biaya Investasi Modal Awal (Capital Investment

Cost) Biasanya dinyakan dalam US$/kW,merupakan besarnya investasi modal yangdiperlukan untuk membangun sebuah power plant

2. Biaya Pembangkitan (Power Generating Cost)Biasanya dinyatakan dalam mills/kWh (1mill =1/1000 mata uang), terdiri atas biaya-biaya yang

berhubungan dengan investasi modal awal padasebuah power plant, biaya bahan bakar dan biayaoperasional & perawatan (O&M Cost)

4.5.3.1.1 Pendapatan Pertahun (Cash in F low )

untuk PLTU

Untuk menghitung semua variable dalam analisaekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi outputPLTU Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikan faktorkapasitas (CF) pembangkit sebesar 85% dan semua

energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.


10/12

10

kWhoutput = Pinstall x CF x 8760= 100.000 kW x 0,85 x 8760= 744.600.000 kWh/tahun

Untuk Kabupaten Cilegon, biaya pokok penyediaanlistrik tegangan tinggi sebesar Rp 974/kWh. Berikut ini

merupakan perhitungan Jumlah pendapatan pertahun/Cash in Flow (CIF) tanpa adanya subsidi pemerintah.

4.5.3.1.1 Pendapatan Per Tahun ( Cash in F low )

Untuk PLTMHD

Untuk menghitung semua variable dalam analisaekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi outputPLTMHD Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikanfaktor kapasitas (CF) pembangkit sebesar 65 % dansemua energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.kWhoutput = Pinstall x CF x 8760

= 100.000 kW x 0,65 x 8760

= 569.400.000 kWh/tahun

Jumlah pendapatan per tahun/Cash in Flow (CIF) dapatdihitung dari kWhoutput dan selisih Biaya PokokPenyediaan (BPP) dengan biaya pembangkitan atauTotal cost (TC) atau dengan kata lain keuntungan

penjualan (KP). Pembangkit ini direncanakan akandihubungkan dengan saluran transmisi 150 kV. Untukwilayah Cilegon, biaya pokok penyediaan listriktegangan tinggi sebesar Rp 1024/kWh. Berikut inirumus perhitungan Jumlah pendapatan per tahun/Cashin Flow (CIF) tanpa adanya subsidi pemerintah.CIF = KP x KWh output

4.5.3.1 Net Present Value (NPV)

NPV PLTU Cilegon dengan suku bunga 6 %diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 655/KWhdan cash inflow sebesar 487,89 Milyar/tahun sehinggadidapatkan NPV selama 25 tahun defisit sebesar Rp -539,7 Milyar yang artinya pada tahun pertama masihmengalami kerugian. Untuk suku bunga 9 % diperolehKP sebesar Rp 624 /KWh dan cash inflow sebesar464,89 Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisitsebesar -573,490 milyar sehingga investasi dengankedua macam suku bunga tersebut belum layakdilakukan dalam kurun 2 tahun.

NPV PLTMHD Cilegon dengan suku bunga 6 %diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 636/KWhdan cash inflow sebesar Rp 362,13 Milyar/tahunsehingga didapatkan NPV selama 25 tahun sebesar -848,367 Milyar. Untuk suku bunga 9 % diperoleh KPsebesar Rp 693,5/KWh dan cash inflow sebesar Rp394,85Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisitsebesar -882,88 milyar sehingga investasi dengankedua macam suku bunga tersebut masih belum layakselama kurun waktu 4 tahun. Bila dibandingkan denganPLTU maka pembangunan PLTMHD membutuhkansubsidi dari pemerintah sebesar 50 % untuk mengurangdefisit pendapatan.

4.5.3.2 Return On Investment (ROI) Dengan mengolah data-data yang telah diketahui

maka didapatkan ROI PLTU Cilegon untuk suku bunga6% naik pada tahun ke 3 sebesar 33,9% per tahundengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25sebesar 133,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik

35% pertahun dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25 sebesar 126,091.ROI PLTMHD Cilegon untuk suku bunga 6% naik

26,9% pertahun pada tahun ke 4 dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25 sebesar 73,9sedangkan untuk suku bunga 9% naik 22,5 % pertahundengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25sebesar 66,42.

4.5.3.3 Benefit-Cost Ratio (BCR) Dengan mengolah data-data yang telah diketahui

maka didapatkan BCR PLTU Cilegon untuk suku bunga 6% naik 33,3% pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasi tanpa subsidi selama 25 sebesar158,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 33,3%

pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasiselama 25 sebesar 151,091

BCR PLTMHD Cilegon Raya untuk suku bunga6% naik 25% pertahun dengan BCR setelah

pembangkit beroperasi selama 25 tanpa subsidi sebesar98,901 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 25 %

pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasiselama 25 sebesar 91,426.

4.5.3.4 Payback Periode (PP)

Lama waktu pengembalian modal PP PLTUCilegon dengan suku bunga 6% dan 9% adalah 2 tahunsedangkan PP PLTMHD Cilegon Raya dengan suku

bunga 6 % adalah 3 tahun dan dengan suku bunga 9%adalah 4 tahun.

4.5.4 Aspek Lingkungan

Aspek terbeasar dari maslah polusi PLTU berkaitan dengan ketidakmurnian energi batu barayanfg terdiri dari beberapa unsur yaitu : Karbon, SO.Contohnya PLTU di India yang menggunakan batu

bara dengan kandungan sulfur 1% hingga 3% dankarbon 30%. Selama pembangkit beroperasikandungan senyawa-senyawa tersebut semakinmeningkat dan mengalami perubahan susunan

kimianya menjadi SO,SO2, SO3, SiO2, Fe2O3. Di laintingkat polusi yang perlu mendapatkan penanganankhusus adalah senyawa Oksida. Oksida terbentuk dari

pemanasan gas nitrogen pada saat terjadi pembakaran.Selain itu ada beberapa zat yang ikut dalam proses

pembakaran diantaranya CO2, CO. Hal ini terjadikarena pada saat terjadi pembakaran temperatur ruang

bakar tidak stabil. Untuk mengurangi kadar CO danCO2 maka perlu temperatur yang tinggi dan stabil saat

pembakaran. Berdasarkan hasil analisa dalam penentuan polusi diantaranya gas oksida, Nitrogen Nox, Karbon, sulfur dan kandungan partikel – partikellain yang bermasalah. Kebanyakan senyawa-senyawa

gas tersebut didapatkan dari hasil pembakaran bahan bakar secara lanngsung. Kita tahu bahwa sistem


11/12

11

pembangkit tenaga uap di Indonesia adalah sumber penghasil pencemaran udara karena untuk mengkonversi batu bara menjadi energi listri masih dengancara lama yaitu melalui proses pembakaran. Perluadanya pengendalian limbah dan kebijakan-kebijakan

baru agar pencemaran tidak menjadi penghambat dan

merambat ke semua aspek kehidupan.Bila dibandingkan sumber energi lain, batubaramerupakan sumber energi yang mempunyai dampaknegatif cukup besar terhadap lingkungan terutama darigas-gas buangnya.Analisa dampak lingkungan disinihanya melihat sisi akibat dari proses pembakaran bahan

bakar pada PLTU. Dalam pemilihan bahan bakartentunya sedapat mungkin dipilih bahan bakar yangmempunyai kandungan abu, sulphur, nitrogen, dankarbon yang rendah. Dampak Lingkungan akibat

beroperasinya PLTU antara lain :

Limbah padat

Limbah Cair (Water Pollution)

Emisi Gas Hasil Pembakaran (SOx, NOx,CO2)Sedangkan untuk PLTMHD sendiri memiliki pengaruhterhadap lingkungan, dari beberapa pemantauan bahwaditemukan kadar karbon, Nitrogen, Sulfur yangtergantung dari hasil pembakarannya seperti faktortemperatur saat pembakaran, tekanan saat pembakaran,rasio oksida yang banyak dalam kandungan batu bara,rasio material bahan bakar, dan rasio stoichiometrikserta rating pembersihan terak. Untukmeminimalkannya seperti polutan NO, SO. Dapatdiatasi dengan memaksimalkannya pembakaran sesuaidengan takaran yang ada sebagai contoh rasio oksigen

dalam kandungan batubara, rasio stoichiometri,tekanan pada saat terjadi pembakaran, dan menjagatemperatur ruang pembakaran tetapp stabil. Jadi sesuaidengan standarisasi kerja dari sistem MHD perludiperhatikan.

5. PENUTUP

5.1 KESIMPULAN

Pada tahun 2009 Pertumbuhan energi listrik Cilegonsebesar 8,1% per tahun dengan Ratio Elektrifikasimencapai 0,98 % dan beban puncak di KabupatenCilegon pada tahun 2009 mencapai 5653,43 Kwh,

berdasarkan peramalan untuk tahun-tahun mendatangtidak akan mengalami defisit energi, maka dapatdilakukan sistem interkoneksi Jawa dan Bali untukmendukung pembangunann listrik di wilayah lainnya.

1. Laju pertumbuhan penduduk memiliki pengaruhterhadap meningkatnya daya konsumsi energilistrik di beberapa sektor, ini terlihat sampai padatahun 2025 energi yang dikonsumsi olehmasyarakat Cilegon mencapai 33.053.376 Kwhdengan beban puncak 7.827,14 Kwh. Dalam halini penyediaan kebutuhan listrik di Cilegon lebihdari cukup karena jumlah energi listrik yangdiproduksi per tahunnya mencapai 35.888.573

Kwh tahun 2025 dengan laju pertambahan ratarata sebesar 2,3 % pertahunnya.

2. Dalam perencanaan sebuah pembangkitdiperlukan perhitungan biaya pembangkitannya,dan modal investasi sebesar 100 Milion USDdengan biaya produksi 1000 US$/Kwh nyadengan pengeluaran pemakaian bahan bakarsebesar 2,10 cent US$. Jadi dengan

memperhatikan harga jual listrik berdasarkanTDL BPP Rp. 584,83 maka kemampuanmasyarakat Rp. 584,83 hanya sebesar 564,2sehingga mengalami defisit dalam 2 tahunkedepan. Sedangkan untuk PLTMHD dalam

pembangunannya memerlukan dana sebesar 119Million UD$ dengan biaya produksi 1190 US$/Kwhnya .Untuk PLTMHD memerlukan biaya

bahan bakar sebesar 1,41 Cent US$ dengan biayamodal Rp. 306,5/Kwh dalam 4 kurun ke depanmengalami defisit jad memerlukan subsidi

pemerintah sebesar 50 %.

3.

Pemakaian bahan bakar untuk kedua jenis pembangkit tersebut jelas berbeda. Dalam PLTUmengenal istilah star up yang memerlukan bahan

bakar minyak sebanyak 24.390,2 liter selama ± 8 jam. Sedangkan konsumsi batu baranya mencapai43,42 ton /jam dengan biaya pengeluaran1.303.050 US$/ Bulan. Sedangkan untukPLTMHD memerlukan bahan bakar sebanyak3,24 ton /jam dengan pengeluaran sebesar669.045 US$/Bulan. Jadi ada penghematan yang

besar dalam penggunaan bahan bakar untuksistem pembangkit MHD.

4.

Dengan penambahan kapasitas PLTU atauPLTMHD Cilegon 100 MW sampai pada tahun2025 diharapkan dapat mengatasi besarnyakonsumsi dan beban puncak yang terus meningkat, terlihat dari nilai surplus investasi pertahunnyameskipun sempat mengalami defisit pada 2 – 4tahun pertamanya sehingga dimungkinkan

perencanakan sistem interkoneksi ke wilayahlainnya.

5. PLTMHD Cilegon layak untuk dikembangkandan dijadikan sebagai pembangkit yang bergunauntuk memenuhi kebutuhan listrik di Baten pada

umumnya dan di Cilegon pada khususnya. Biaya pembangkitan PLTU sebesar 369 Rp/kWh dimana biaya pembangkitan PLTMHD sedikit lebihmahal Rp. 388/Kwh ini dikarenakan

berkembangnya teknologi penunjang dalam penghematan sumber daya alam. Wilayah Cilegonmempunyai BPP ini sebesar 584,83 Rp/kWhdiharapkan dapat mengurangi subsidi pemerintah. Selain itu tingkat emisinya yang rendahsehingga energi Magnet hidrodinamik memilikikesempatan untuk memanfaatkan CleanDevelopment Mechanism (CDM) produkKyoto Protocol sebesar 388 Rp/kWh .


12/12

12

6. Tingkat efisiensi dari tiap pembangkit di tentukandari kapasitas bebannya. PLTMHD memilikitingkat efisiensi daya jauh lebih tinggi hingga57,8 % dibandingkan PLTU yang hanya mencapai39%. Hal ini di pengaruhui oleh efisiensi thermalyang dihasilkaan pada saat pembakaran bahan

bakar.

7. Pengaruh pembangunan PLTU memberikan pengaruh terhadap lingkungan jauh lebih burukdibanding dengan teknologi MHD. Karena unsur

– unsur polutan seperti karbo, sulfur, nitrogenterjadi pada saat pembakaran batu bara yang tidaksempurna. Dalam teknologi MHD lebih

berkonsentrasi dalam mengeliminir unsur-unsur polutan tersebut dengan memaksimalkan fungsisistem pembakarannya. Hal ini dapat dilakukandengan cara : mengurangi kadar oksigen dalam

batu bara sehingga proses oksidasi dapat di

kurangi, menjaga kestabilan temperatur ruang bakar untuk menghidari terjadinya pembakarantidak sempurna, pemilihan konsentrasistoichiometrik senyawa-senyawa pendukungdalam proses pembakaran, direkomendasikanuntuk mencapai batasan 0,8 – 0,9 dan menjagatekanan dan temperatur dalam ruang bakar. Prosestersebut sebenarnya hampir mirip dengangasifikasi batu bara. Faktor kecenderungan dalam

penerapan teknologi MHD yaitu perbaikan dan pelestarian lingkungan hidup. MHD lebih berorientasi pada pengolahan batu bara yang bersih dan hemat dibandingkan PLTU.

DAFTAR PUSTAKA

[1]. A. Ratna, Renewable Energy And EnergyEfficiency Development, Infrastructure Summit,

November 2006.[2]. Djiteng, Marsudi Ir, 2005, ―pembangkit Energi

listrik‖, Erlangga, Jakarta.[3]. World Coal Institute, 2005, Sumber Daya Alam,

WCI, Inggris.[4]. Miro R Susta, 2003, Advance Clean Coal

technology For power Generation, MalaysiaPower.

[5]. B. Zaporowski, J Roszkibwics, K Sroka,Technology System Of Combined MHD – Steam Power Plant Integrated With CoalGasification, Technical University Of Poznan,Poland.

[6]. U.K Singh and A Chandra, EnvironmentalAspect Of Coal Based Indian MHD PowerPlant, Nwe Delhi , India.

[7]. John M Sherik, A Commercial DemonstrationProject For Coal – Fired MHD, MSE, Inc,Butee-Montana.

[8]. J. Gruhl,1977, Coal – Fired Open CycleMagnetohydrodinamic Power Plant Emissions

And Energy Eficiencies, MIT Energy Lab.[9]. Anasia Silviati, 2005, Electric Power Sector InIndonesia, CS Jakarta.

[10]. Stanislaw Gora, Henryk Kapron, Economic AndTechnical Charactheristic Of MHD – SteamPower Plant Operation In A power SupplySystem, Technical University, Faculty OfElectrical Engineerng, Lublin, Poland.

[11]. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya

Mineral Nomor : 0954K/30/MEM/2004 TentangRencana Umum Ketenaga Listrikan.,Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral.

[12]. Biaya Pokok Penyediaan Listrik 2008, PLN.[13]. Kabupaten Banten dalam Angka 2000- 2009,

Badan Pusat Statistik Kabupaten Banten, 2009.[14]. Marsudi, Djiteng, Pembangkitan Energi Listrik ,

Erlangga, 2005.[15]. Marsudi, Djiteng, Pembangkitan Energi Listrik ,

Erlangga, 2005.[16]. Peraturan Menteri ESDM No. 269-

12/26/600.3/2008 tentang Biaya PokokPenyediaan (BPP) Listrik Propinsi di Indonesia.

[17].

Data Statistik APJ Cilegon, 2009, Asep Ruhiyat[18]. Data Statistik UPJ Cilegon, 2010, Heridwan[19]. Technical Documents 1x200 MW COAL

FIRED POWER PLANT WATERSUPPLY.htm

[20]. CCBF O&M Costs, (www.maca.gov.nt.ca).[21]. Data beban, (http://www.djlpe.esdm.go.id/

modules/kelistrikan/ index.php?pageID=4)[22]. Steam characteristics from 0 to 30 bar,

http://www.therm-excel.com/english/tables/vap_eau.htm

[23]. http://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_unit

[24].

MHD Liesau group, http://www.mhdgroup.com

RIWAYAT HIDUP

Indra D Permana Lahir di kotaSurabaya, Pada tanggal 15 Juni1982. Melanjutkan pendidikan diPoliteknik Perkapalan NegeriITS – Surabaya tahun 2000 – 2003. Kemudian penulis bekerjadi perusahaan swasta PTPALKA tahun 2005 sampaiidengan sekarang sebagai Service

Engineer. Kemudian melanjutkan studi S1 di FakultasIndustri Jurusan Teknik Elektro Bidang Studi TeknikSistem Tenaga tahun 2008 sampai dengan sekarang.
http://www.maca.gov.nt.ca/http://www.djlpe.esdm.go.id/%20modules/kelistrikan/http://www.djlpe.esdm.go.id/%20modules/kelistrikan/http://www.therm-excel.com/english/tables/vap_%20eau.htmhttp://www.therm-excel.com/english/tables/vap_%20eau.htmhttp://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_unithttp://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_unithttp://www.mhdgroup.com/http://www.mhdgroup.com/http://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_unithttp://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_unithttp://www.therm-excel.com/english/tables/vap_%20eau.htmhttp://www.therm-excel.com/english/tables/vap_%20eau.htmhttp://www.djlpe.esdm.go.id/%20modules/kelistrikan/http://www.djlpe.esdm.go.id/%20modules/kelistrikan/http://www.maca.gov.nt.ca/

ITS Undergraduate 12893 Paper(1)

Documents

Transcript of ITS Undergraduate 12893 Paper(1)