STUDI PERANCANGAN PLTGU SEBAGAI ALTERNATIF DALAM MEMENUHI KEBUTUHAN LISTRIK UNIVERSITAS INDONESIA

STUDI PERANCANGAN PLTGU SEBAGAI ALTERNATIF DALAM MEMENUHI KEBUTUHAN LISTRIK UNIVERSITAS INDONESIA Adlian Pratama, Agung Subagio, Yulianto S. Nugroho Departemen Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia E-mail: adlian.pratama@gmail.com Abstrak Energi dalam bentuk listrik merupakan salah satu jenis energi yang paling dibutuhkan saat ini. Manusia dalam kehidupannya saat ini sangat bergantung dengan listrik. Mulai dari kebutuhan rumah tangga, pendidikan, industri, transportasi dan lainnya. Kebutuhan akan energi listrik ini terus bertambah seiring dengan perubahan zaman dan pembangunan yang terus dilakukan terutama di Indonesia. Tak terkecuali kebutuhan energi listrik di Universitas Indonesia. Salah satu cara untuk memenuhi kebutuhan energi listrik di Universitas Indonesia adalah dengan membangun pembangkit listrik mandiri. Potensi pembangkit listrik yang paling besar di Universitas Indonesia adalah pembangkit listrik dengan bahan bakar gas mengingat adanya jaringan pipa gas yang melewati Universitas Indonesia kampus Depok. Pembangkit listrik tenaga gas memiliki kelemahan yaitu efisiensinya yang rendah diakibatkan masih banyak kalor yang terbuang pada gas buang. Maka dari itu pembangkit listrik tenaga gas yang dirancang pada tulisan ini akan ditambahkan siklus uap agar dapat memanfaatkan kalor yang terdapat pada gas buang untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk memutar turbin uap sehingga meningkatkan efisiensi. Tulisan ini akan memaparkan rancangan dari pembangkit listrik tenaga gas uap yang dapat membangkitkan daya hingga 32 MW menggunakan software Cycle Tempo 5.0. Pada tulisan ini pula didapat analisis heat balance, kebutuhan bahan bakar pembangkit, nilai efisiensi, nilai heat rate, dan analisis finansial dari pembangunan pembangkit listrik mandiri untuk Universitas Indonesia. Abstract Energy in form of electricity is one type of energy that is most needed at the moment. Human in their life is very dependent to electricity. From household need, education, industrial, to transportation, all of them needs electricity. The need of electricity is increasing in line with the changing times and the continuing development, especially in Indonesia. The electricity needs for Universitas Indonesia is no exception. One way to meet with the increasing electricity needs at Universitas Indonesia is to build an independent power plant. The biggest potential for power plant at Universitas Indonesia is a power plant fueled by gas fuel given that there is a gas pipeline network near the Universitas Indonesia Depok campus. Gas turbine powerplant has one disadvantage which is low in efficiency due to so many heat that are wasted in the gas exhaust. The heat contained in the gas exhaust could be used to generate steam that can power a steam turbine. Therefore, a steam cycle is added to the gas turbine power plant designed in this paper thus increasing the power plant efficiency. This paper will describe the design of steam and gas combined cycle power plant that can generate power up to 32 MW using Cycle - Tempo 5.0 software. In this paper we also obtained a heat balance analysis, the needs of fuel, the efficiency, heat rate value, and financial analysis to build an independent power plant for the need of Universitas Indonesia. Keywords: Power plant, STAG, Univesitas Indonesia, Cycle Tempo 1. Pendahuluan 1.1. Latar Belakang Energi dalam bentuk listrik merupakan salah satu jenis energi yang paling dibutuhkan saat ini. Manusia dalam kehidupannya saat ini sangat bergantung dengan listrik. Mulai dari kebutuhan rumah tangga, pendidikan, industri, transportasi dan lainnya. Kebutuhan akan energi listrik ini terus bertambah seiring dengan perubahan zaman dan pembangunan yang terus dilakukan terutama di Indonesia. Tak terkecuali kebutuhan energi listrik di Universitas Indonesia. Berdasarkan Rencana Induk Sistem Kelistrikan Universitas Indonesia 2010-2025, saat ini Universitas Indonesia menggunakan sumber listrik dari Perusahaan Listrik Negara dengan daya terpasang sebesar 10.300 kva dan daya terpakai sebesar 9.201 kva. Tentunya dengan terus dibangunnya bangunanbangunan baru, sambungan ini akan mengalami kelebihan beban. Diprediksikan bahwa pertambahan kebutuhan listrik Universitas Indonesia hingga tahun 2025 mencapai 44,987 KVA dengan total kebutuhan untuk bangunan prioritas sebesar 19,467 KVA (Garniwa, et al., 2010). Dengan mempertimbangkan ketersediaan lahan yang tidak terlalu besar, maka pada perancangan ini ditentukan bahwa PLTGU yang akan dirancang memiliki keluaran daya 20 35 MW untuk memenuhi 1

kebutuhan bangunan bangunan prioritas terlebih dahulu. 1.2. Tujuan Penelitian Berdasarkan latar belakang yang telah diuraikan, penelitian ini bertujuan untuk: 1. Membuat perencanaan pemenuhan kebutuhan daya listrik tambahan di lingkungan Universitas Indonesia yang mengacu pada Rencana Induk Sistem Kelistrikan Universitas Indonesia 2010 2025 2. Menganalisis potensi gas dan potensi lokasi rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas untuk Universitas Indonesia 3. Merancang pembangkit listrik tenaga gas sebesar 20 35 MW yang disesuaikan dengan kebutuhan daya listrik bangunan bangunan baru Universitas Indonesia hingga tahun 2025 4. Merancang sistem pembangkit listrik siklus kombinasi untuk memanfaatkan temperatur gas buang PLTG yang masih cukup tinggi. 1.3. Batasan Masalah Batasan masalah yang diberikan pada perancangan pembangkit listrik dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Universitas Indonesia ini adalah: 1. Jenis pembangkit listrik yang dirancang adalah pembangkit listrik siklus kombinasi gas dan uap. 2. Pembangkit listrik yang dirancang adalah pembangkit listrik dengan skala kecil antara 20 35 MW. 3. Bahan bakar yang digunakan untuk siklus gas adalah gas alam dengan udara sebagai oksidator. 4. Studi yang dilakukan adalah studi mengenai kebutuhan listrik Universitas Indonesia, potensi bahan bakar gas, dan potensi lokasi rencana pembangunan PLTGU. 5. Perhitungan yang dilakukan adalah perhitungan heat balance dengan tujuan mendapatkan besaran daya yang dihasilkan oleh pembangkit listrik. Adapun untuk mendapatkan heat balance dari siklus pembangkit, digunakan simulasi dengan software Cycle-Tempo. 2. Metode Penelitian 2.1. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap Pembangkit listrik siklus kombinasi merupakan sebuah sistem pembangkit yang memanfaatkan panas yang keluar dari turbin gas untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk menggerakkan turbin uap. Pembangkit listrik tenaga gas yang ditambahkan siklus uap dapat menghasilkan daya yang lebih besar tanpa adanya panas yang terbuang sia sia dari turbin gas. Efisiensi pun bertambah ketika pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) dikonversikan menjadi pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU). Pada pembangkit jenis ini terdapat dua prinsip siklus kerja, topping cycle dan bottoming cycle. Topping cycle adalah siklus dimana daya dihasilkan terlebih dahulu untuk menggerakkan prime mover primer, dan energi dari panas yang tersisa digunakan untuk menggerakkan prime mover sekunder. Prime mover sekunder yang digerakkan oleh energi dari panas yang dihasilkan oleh sistem ini disebut bottoming cycle. Siklus kombinasi yang biasa digunakan dalam pembangkitan listrik menggunakan uap sebagai fluida kerja pada bottoming cycle. Sebuah PLTGU biasanya menggunakan panas gas yang keluar dari turbin gas untuk menghasilkan uap pada boiler atau HRSG (Heat Recovery Steam Generator). Siklus kombinasi yang terdiri dari gabungan siklus Brayton dan siklus Rankine merupakan salah satu siklus yang paling efisien yang dapat digunakan dalam pembangkitan listrik. (Boyce, 2002) Dalam kebanyakan PLTGU, topping cycle merupakan siklus turbin gas dan bottoming cycle merupakan siklus uap. Boyce (2002), menyebutkan bahwa efisiensi dari pembangkit listrik siklus kombinasi dapat mencapai 60%, dengan sekitar 60% daya listrik dihasilkan oleh turbin gas, dan sekitar 40% daya listrik dihasilkan oleh turbin uap. Turbin uap memanfaatkan energi yang terdapat pada gas buang sebagai sumber energi yang menggerakkannya. Energi yang dipindahkan dari gas buang ke HRSG biasanya sama dengan daya output dari turbin gas pada kondisi desain. Turbin gas dalam operasinya menggunakan prinsip siklus Brayton yang memiliki empat proses. Dua proses isentropik dan dua proses dengan temperatur konstan pada keadaan yang ideal. Pada proses 1 2, udara masuk dengan temperatur ambien dan tekanan atmosfer ke dalam kompresor yang digerakkan melalui poros oleh turbin. Pada proses ini udara mengalami pemampatan dimana udara mengalami kenaikan temperatur dan tekanan. Pada proses selanjutnya, udara yang telah dinaikan tekanannya memasuki ruang bakar dan dicampur dengan bahan bakar yang dapat berupa cair ataupun gas. Ledakan yang dihasilkan pada ruang bakar menaikkan temperatur campuran gas dan bahan bakar pada keadaan tekanan yang konstan. Pada proses 3 4, flue gas memasuki turbin dan mengalami ekspansi yang memutar turbin. Turbin ini terhubung dengan poros yang memutar kompresor dan generator. Pada proses selanjutnya flue gas dikeluarkan ke atmosfer pada siklus terbuka, atau kembali ke kompresor pada siklus tertutup. Proses ini tergambar dalam grafik P V dan T S pada Gambar 1. 2

Heat Recovery Steam Generator (HRSG) merupakan komponen paling penting dalam pembangkit listrik siklus kombinasi. HRSG merupakan tempat di mana uap dihasilkan dengan memanfaatkan panas dari gas buang turbin gas sehingga dapat dimanfaatkan untuk memutar turbin uap dan meningkatkan daya yang dihasilkan dan efisiensi pembangkit listrik. FIGURE 10.4 Gambar 1 Siklus Brayton P-V and T-s diagrams of an ideal Brayton cycle. Gambar 3 Susunan Tipikal HRSG Multi Pressure Gambar 2 Siklus Rankine Pada Gambar 2, tergambar bagaimana siklus Rankine bekerja. Pada titik 1 2 uap yang keluar dari HRSG tanpa superheater menggerakkan turbin dan mengalami proses isentropik. Yang membedakan proses 1 2 dengan 1 2, pada proses kedua uap yang digunakan adalah uap superheated yang telah melewati superheater. Pada proses 2 3 atau 2 3, uap masuk ke kondenser dan mengalami kondensasi pada P = konstan dan berubah menjadi air. Pada proses 3 4, tekanan air dikompresikan dengan pompa. Lalu pada proses 4 1 maupun 4 1, air masuk ke HRSG dan keluar sebagai uap dan siap menggerakkan turbin uap. Pada titik 4 B air dipanaskan oleh economizer, lalu pada titik B 1 air diubah menjadi uap dalam evaporator dengan P = konstan, dan pada titik 1 1 uap dipanaskan kembali menjadi uap superheated oleh superheater. Pada siklus Rankine pada siklus PLTU, proses 4 1 dikerjakan oleh boiler dengan Q A didapatkan dari bahan bakar yang dibakar. Namun pada siklus Rankine pada PLTGU, proses 4 1 dikerjakan oleh HRSG dengan Q A didapatkan dari gas buang turbin gas atau proses 4 1 pada siklus Brayton. Secara teknis Kitto dan Stultz (2005) menyebutkan bahwa HRSG adalah penukar kalor counter-flow yang terdiri dari superheater, boiler (atau evaporator), dan economizer dari bagian masuknya gas buang hingga tempat keluarnya gas buang untuk memanfaatkan panas dari gas buang. HRSG dapat dapat dikonfigurasikan dengan konfigurasi single pressure ataupun multi-pressure seperti yang terihat pada Gambar 3. Konfigurasi ini disesuaikan dengan kebutuhan kapasitas pembangkit dan jumlah turbin uap yang digunakan. Desain dari HRSG pun dapat bermacam macam tergantung dari kebutuhan. Aliran gas dapat berupa aliran horizontal maupun vertikal yang memiliki keunggulan dan kekurangannya masing masing. Aliran gasnya pun dapat berupa aliran alami atau aliran paksa dengan menggunakan fan. HRSG dapat dipasangkan dengan gas turbin dari ukuran 1 MW hingga gas turbin dengan ukuran 250 MW. Parameter parameter tipikal pada HRSG dapat dilihat pada Tabel 1. Tabel 1 Parameter Tipikal HRSG Ukuran Turbin Gas (MW) 1 250 Laju aliran massa gas (kg/s) 0.32 630 Temperatur gas buang turbin gas ( o C) 649 Temperatur supplemental firing ( o C) 889 Laju aliran massa uap (kg/s) 1.9 76 Tekanan uap (MPa) 0.1 2.76 Temperatur uap ( o C) 541 3

2.2. Metode Perancangan Metodologi perancangan yang dilakukan dalam penelitian ini pertama-tama dengan mengidentifikasi masalah keterbatasan energi listrik di kampus Universitas Indonesia. Setelah masalah tersebut teridentifikasi, maka dilanjutkan dengan beberapa langkah yang diperlukan untuk mendapatkan hasil dan mengambil kesimpulan dari masalah tersebut. Langkah langkah tersebut tertuang pada Gambar 5. Dalam melakukan perancangan PLTGU di Universitas Indonesia, langkah pertama yang harus dilakukan adalah melihat potensi yang ada di lingkungan Kampus UI Depok. Berdasarkan hasil observasi lapangan, terdapat dua jaringan pipa gas alam yang berada di sekitar perimeter Universitas Indonesia. Jaringan pertama adalah jaringan yang membentang dari Cilegon, Banten hingga Cimanggis, Jawa Barat yang terletak di perimeter selatan. Sementara jaringan kedua melintas dari arah utara ke selatan di perimeter timur atau sejajar dengan rel kereta api Jakarta Bogor. Salah satu jaringan ini berpotensi untuk digunakan sebagai bahan bakar PLTGU yang akan di rancang. Selain potensi bahan bakar, diperlukan juga observasi mengenai potensi lahan bagi pembangkit listrik ini. Lahan yang akan dipilih harus dapat mengakomodir PLTGU dan infrastruktur pendukungnya. Selain itu, lokasi yang dekat dengan sumber air akan menjadi nilai tambah dikarenakan kondenser pada siklus uap yang digunakan akan memerlukan air pendingin. Jarak dari lahan yang akan dibangun ke sumber bahan bakar juga menjadi penentu karena diperlukan adanya penambahan pipa gas dari jaringan yang sudah ada ke lahan yang akan digunakan. Setelah ditentukan lahan yang akan digunakan, dapat ditentukan pula rencana persambungan pipa gas yang sudah ada dengan pipa gas baru untuk suplai bahan bakar ke PLTGU. Lahan yang diperkirakan dapat memenuhi kriteria tersebut di atas adalah lahan di antara bangunan Pusat Studi Jepang Universitas Indonesia dan Danau Mahoni. Lahan tersebut dipilih karena memiliki area yang cukup untuk pembangkit listrik skala kecil, dekat dengan sumber air, dan jaraknya tidak terlalu jauh dari lokasi sumber bahan bakar. Lokasi tersebut juga tidak berada pada lokasi Hutan Lindung UI sehingga tidak terlalu berdampak buruk bagi lingkungan. Lokasi tersebut tergambar pada gambar Gambar 4. Gambar 4 Potensi lahan yang dapat digunakan Observasi selanjutnya adalah mempelajari pertambahan kebutuhan daya listrik Universitas Indonesia hingga tahun 2025. Besaran daya tambahan inilah yang penulis gunakan sebagai dasar untuk merancang besar daya yang diinginkan dari PLTGU yang dirancang. PLTGU ini diproyeksikan dapat menjadi alternatif selain PLN untuk memenuhi kebutuhan listrik Universitas Indonesia. Dengan mengacu pada Rencana Induk Sistem Kelistrikan Universitas Indonesia periode 2010 2025, pertambahan kebutuhan listrik Universitas Indonesia hingga tahun 2025 mencapai 44,987 KVA dengan total kebutuhan untuk bangunan prioritas sebesar 19,467 KVA. Dengan mempertimbangkan ketersediaan lahan yang tidak terlalu besar, maka pada perancangan ini ditentukan bahwa PLTGU yang akan dirancang memiliki keluaran daya 20 30 MW untuk memenuhi kebutuhan bangunan bangunan prioritas terlebih dahulu. 4

Identi'ikasi Masalah Menentukan Tujuan Penelitian Observasi Lapangan Pencarian Data Kelistrikan Studi Literatur Perancangan Penentuan Parameter Perhitungan Simulasi Analisa dan Kesimpulan Gambar 5 Alur Penelitian 2.3. Desain dan Simulasi PLTGU Dengan mengalisis aspek aspek seperti besaran daya yang diinginkan, lokasi, dan kemungkuninan biaya, dipilih desain PLTGU dengan konfigurasi poros tunggal. Untuk memodelkan siklus PLTGU, digunakan berbagai model apparatus pada software Cycle Tempo 5.0. Pada pemodelan ini penulis menggunakan 18 apparatus dan 22 pipa sesuai pada lampiran 1. Sementara nama nama apparatus dijabarkan pada Tabel 2. Pada pipa no. 1 dan no. 2, fluida berupa aliran udara yang diambil dari atmosfer. Aliran gas berada pada pipa no. 5 dan gas buang hasil pembakaran mengalir pada pipa no. 3 hingga pipa no. 8. Pada bottoming cycle, aliran air berada pada pipa no. 11, 12, 14, 15, 17, sementara aliran uap berada pada pipa no. 9, 10, 13, 18, dan 19. Lalu untuk aliran air pendingin berada pada pipa no. 20, 21, dan 22. Setelah dilakukan perancangan terhadap desain PLTGU, dilakukan simulasi dengan software Cycle Tempo 5.0 untuk mendapatkan hasil perhitungan heat balance dan keluaran daya PLTGU. Agar bisa mendapatkan hasil tersebut, diperlukan parameter parameter yang harus dimasukkan ke dalam software. Tabel 2 Pemodelan Apparatus No Nama Apparatus 1 Inlet air filter 2 Kompresor 3 Ruang bakar 4 Turbin gas 5 Stack 6 Gas inlet 7 Turbin uap 8 Kondenser 9 Pompa kondensat 10 Deaerator 11 Pompa feedwater 12 Steam drum (HRSG) 13 Economizer (HRSG) 14 Evaporator (HRSG) 15 Superheater (HRSG) 16 Titik masuk air pendingin 17 Pompa air pendingin 18 Titik keluar air pendingin 5

Parameter Nilai LHV gas (K=kJ/kg) 37000 T exhaust turbin gas ( o C) 465!!! Isentropik kompresor dan turbin (%) 90 Isentropik pompa (%) 90 Generator (%) 95 T in turbin uap ( o C) 440 P in turbin uap (bar) 20 Saturation Temperature ( o C) 210 T Cooling water in ( o C) 25 T Cooling water out ( o C) 38 Pinch Point ( o C) 22 Approach Point ( o C) 8 Gambar 6 Flowchart Tahap Desain dan Simulasi Untuk mendapatkan data data dan parameter yang dibutuhkan dalam perhitungan simulasi software, penulis mengumpulkannya dari berbagai sumber literatur serta mebuat asumsi asumsi yang diperlukan. Berikut adalah asumsi dan parameter yang digunakan pada proses perhitungan simulasi: 1) T in siklus turbin gas dan P in siklus turbin gas diambil dari kondisi ISO yaitu temperatur 33 o C dan tekanan 1.10325 bar 2) Laju aliran massa udara masuk turbin gas, rasio kompresi kompresor dan T exhaust turbin gas diasumsikan sama dengan turbin gas Titan 250 3) Pressure drop pada combustion chamber, HRSG dan pipa diabaikan Tabel 3 Parameter PLTGU Parameter Nilai T in siklus turbin gas ( o C) 33 P in siklus turbin gas (bar) 1.01325 Rasio kompresi kompresor 24 : 1 Laju aliran massa udara masuk turbin gas (kg/s) 63,35 3. Hasil dan Pembahasan Pada simulasi ini penulis memodelkan pembangkit listrik siklus kombinasi sebagai pembangkit listrik tenaga gas uap dimana topping cycle-nya berupa sistem turbin gas dan bottoming cycle-nya berupa sistem turbin uap. Hasil rancangan ini berupa PLTGU dengan konfigurasi poros tunggal dimana turbin gas dan turbin uap terhubung dalam satu poros dang menggerakkan generator yang sama. Skema hasil rancangan dapat dilihat pada lampiran 1. Pada rancangan ini kondisi temperatur udara yang masuk dianggap pada kondisi ISO untuk gas turbin dengan temperatur sebesar 33 o C dan tekanan udara sebesar 1.013 bar. Udara lalu dikompresikan oleh kompresor dengan rasio tekanan 24:1 dan masuk ke ruang bakar untuk direaksikan dengan bahan bakar gas menghasilkan temperatur masuk turbin gas sebesar 1150 o C. Gas buang yang dihasilkan memiliki temperatur sebesar 465 o C. Gas buang yang masih memiliki temperatur sebesar 465 o C tersebut terhitung masih cukup tinggi. Gas buang tersebut masuk ke HRSG untuk menghasilkan uap yang akan dipakai pada turbin uap sehingga pada stack gas buang akan memiliki temperatur sebesar 190 o C. Panas dari gas buang tersebut digunakan untuk menghasilkan uap dengan temperatur sebesar 440oC 6

dan tekanan sebesar 20 bar. Uap tersebut menggerakkan turbin yang terhubung dengan generator dan berekspansi hingga tekanan menjadi 0.1 bar dengan temperatur sebesar 45.81 o C. Uap tersebut kemudian dikondensasikan di kondenser dengan tekanan dan temperatur konstan. Selanjutnya uap yang telah berubah fasa menjadi air tersebut dipompa oleh pompa kondensat menuju deaerator. Air tersebut kemudian masuk ke feedwater pump yang mensuplai air ke HRSG serta menaikan tekanan air ke tekanan uap yang diinginkan yaitu 20 bar. Di dalam HRSG terdapat economizer, evaporator, superheater dan steam drum. Pada HRSG, feedwater dipanaskan hingga mendekati temperatur saturasi di economizer dan kemudian masuk ke evaporator di mana air tersebut berubah fasa ke fasa uap. Kemudian uap dipanaskan oleh superheater untuk menjadi uap superheated dan kembali ke turbin uap untuk melengkapi siklus uap. Pada simulasi ini, pressure drop pada ruang bakar dan HRSG dianggap nol. Dari hasil simulasi didapat bahwa PLTGU yang dirancang menghasilkan daya bruto sebesar 33964.54 kw dan daya net sebesar 33393.33 kw. Hasil simulasi dapat dilihat pada lampiran 2. Tabel 4 Hasil Perhitungan Daya Pada Sistem PLTGU Apparatus Energi (kw) Daya Terserap Gas Inlet 6 51707.80 Daya Bruto yang dihasilkan Konsumsi daya auxiliary Daya net yang dihasilkan Generator 33964.54 Pompa 9 10.40 Pompa 11 35.36 Pompa 7 525.46 Tabel 5 Efisiensi Isentropik PLTGU Apparatus Efisiensi Isentropik % Turbin Gas 4 90 Turbin Uap 7 90 Pompa 9 90 Pompa 11 90 Pompa 17 90 Kompresor 2 90 Generator 85 33393.33 Daya (MW) 40 30 20 10 Daya Pembangkit Listrik 0 21.27 PLTG Gambar 7 Daya Yang Dibangkitkan 3.1. Analisis Laju Aliran Massa PLTGU 33.96 Pada siklus PLTGU, ada tiga nilai laju aliran massa yang mempengaruhi kerja dari turbin uap dan turbin gas. Namun pada proses simulasi ini, hanya satu nilai laju aliran massa yang diasumsikan dan dimasukkan ke dalam software sebelum proses simulasi dimulai yaitu nilai laju aliran massa udara. Sementara nilai laju aliran massa gas dan nilai laju aliran massa uap akan dihitung oleh software dengan mengacu pada nilai input temperatur dan tekanan pada masing masing apparatus. Maka dari itu, perlu dilakukan penghitungan secara manual untuk membandingkan nilai laju aliran massa hasil perhitungan software dengan nilai laju aliran massa hasil perhitungan teoritis. Dengan menggunakan persamaan!!!"#!"# =!! +!! h!!! h!, didapat laju aliran massa gas teoritis sebesar 1.366 kg/s. Nilai ini tidak jauh berbeda dengan hasil perhitungan simulasi sebesar 1.398 kg/s. Lalu dengan membandingkan persamaan!!"#!" =! h! dengan persamaan!!"!"#$ =! h!"#$%!"#!"#$% + (! (h!"!"! h!"!"#!"#$% ) maka didapat nilai laju aliran massa uap hasil perhitungan sebesar 14.733 kg/s. Nilai ini tidak jauh berbeda dengan hasil perhitungan simulasi sebesar 15.996 kg/s. 3.2. Analisis Efisiensi Efisiensi pada pembangkit listrik dapat didefinisikan sebagai perbandingan dari nilai enrgi listrik yang dibangkitkan oleh pembangkit pada satu waktu dengan nilai energi yang tersedia dari bahan bakar pada satu waktu. Pada efisiensi yang ideal, energi yang terdapat pada bahan bakar seluruhnya dapat diubah menjadi 7

energi listrik. Namun pada kenyataannya di pembangkit listrik tidak semua energi yang terdapat pada bahan bakar diubah menjadi energi listrik. Sebagian dari energi yang terdapat pada bahan bakar berubah menjadi panas yang terbuang ataupun sebagian energi tersebut digunakan untuk menggerakkan kompresor seperti dalam kasus pembangkit listrik tenaga gas uap. Pada analisis efisiensi PLTGU, akan dibandingkan dengan efisiensi yang dihasilkan oleh siklus PLTG. Untuk membandingkan efisiensi keduanya, kondisi dan parameter yang dimasukkan ke n dalam software harus sama pada bagian siklus gas. Parameter parameter tersebut adalah: T in, P in = 33 o C, 1.013 bar Laju aliran massa udara = 63.35 kg/s Efisiensi isentropik kompresor = 90% Rasio kompresi = 24 : 1 LHV gas = 37000 kj/kg Turbine outlet temperature = 465 o C E6isiensi (%) E6isiensi Pembangkit Listrik 80 60 40 20 0 Gambar 8 Perbandingan Efisiensi PLTG dan PLTGU Dari hasil simulasi dan perhitungan didapat bahwa efisiensi dari PLTG dan PLTGU masing masing sebesar 41.32% dan 64.58%. Hal ini disebabkan pada PLTGU dengan jumlah bahan bakar yang sama dapat membangkitkan daya lebih besar dibanding PLTG sehingga efisiensinya pun berlaku demikian seperti terlihat pada Gambar 8. 3.3. Analisis Heat Rate 41.32 PLTG PLTGU 64.58 Heat rate merupakan nilai kalor bahan bakar yang digunakan pada pembangkit listrik untuk membangkitkan listrik per-satuan daya. Heat rate merupakan bentuk lain untuk menganalisis efisiensi dari suatu pembangkit. Efisiensi dalam bentuk prosentase merupakan biangan non-dimensional sedangkan heat rate merupakan bilangan dimensional dengan satuan kj/kwh, kcal/kwh, atau BTU/kWh. Jenis Pembangkit Tabel 6 Nilai Heat Rate Pembangkit Heat rate kj/kwh kcal/kwh BTU/kWh PLTG 8709.19 2081.50 8256.31 PLTGU 5478.67 1309.40 5193.78 Dengan melihat Tabel 6, Nilai heat rate pada PLTGU lebih rendah dibandingkan pada PLTG dan berbanding terbalik dengan efisiensi. Hal ini menjelaskan bahwa dengan jumlah bahan bakar yang sama, daya yang dibangkitkan oleh PLTGU lebih besar dibandingkan dengan PLTG sehingga nilai kalor bahan bakar per-satuan daya yang dibangkitkan lebih kecil. 3.4. Analisis Peralatan Pembangkit 3.4.1. Kompresor dan Turbin Tabel 7 Daya Pada Kompresor dan Turbin Daya (kw) Kompresor -31897.14 Turbin Gas 54387.68 Turbin Uap 13261.61 Pada perancangan ini kompresor dan turbin memiliki efisiensi isentropik sebesar 90%. Dari hasil perhitungan simulasi didapatkan daya dari masing masing kompresor dan turbin gas sehingga dapat digunakan sebagai acuan dalam merancang turbin dan kompresor. Daya pada kompresor dan turbin tercantum pada Tabel 7. Pada tabel tersebut dapat terlihat daya yang dihasilkan oleh kerja yang menggerakkan turbin gas, turbin uap, dan daya yang diperlukan untuk menghasilkan kerja pada kompresor. Jumlah dari kerja pada kompresor dan turbin inilah yang disebut kerja siklus yang menggerakkan generator untuk membangkitkan daya listrik. 3.4.2. Pompa Pembangkit listrik tenaga uap ini dirancang dengan menggunakan tiga buah pompa. Yaitu pompa kondensat, pompa feedwater, dan pompa air pendingin. Dari hasil perhitungan dan simulasi yang menghasilkan heat balance, didapat kapasitas daya pompa, dan kapasitas aliran. Sedangkan head dari pompa didapatkan dengan persamaan!!"#!$ =!!!!!.!!"!. Dengan massa jenis air sebesar 1000 kg/m 3, maka daya, 8

kapasitas aliran, dan head pompa dijabarkan pada Tabel 8. Tabel 8 Kapasitas Pompa Pembangkit Pompa Daya Pompa (kw) Kapasitas Aliran (m 3 /jam) Head Pompa (m) Kondensat 10.40 48.09 79.36 Feedwater 35.36 53.98 240.38 Air Pendingin 525.46 3191.12 60.31 Data data yang didapatkan pada tabel di atas dapat digunakan pada proses pemilihan pompa untuk pembangkit listrik yang sesuai dengan daya, kapasitas, dan head dari pompa. Untuk mendapatkan daya nett dari pembangkit, daya yang dibangkitkan pada generator harus dikurangi dengan daya yang dibutuhkan oleh pompa. 3.4.3. Heat Exchanger Pada pembangkit listrik tenaga gas uap ini terdapat empat buah heat exchanger. Yaitu economizer, evaporator, dan superheater pada HRSG yang berfungsi memindahkan panas dari siklus brayton ke siklur rankine untuk menghasilkan uap, dan kondenser yang berfungsi membuang panas dari siklus rankine ke lingkungan untuk mengkondensasikan uap menjadi air. Hasil perhitungan dan simulasi menghasilkan jumlah panas yang dipindahkan pada heat exchanger sehingga dapat digunakan untuk merancang heat exchanger yang sesuai dengan menggunakan persamaan q = (k A dt) / s. Panas yang dipindahkan pada masing masing heat exchanger dapat dilihat pada Tabel 9. Tabel 9 Transmitted Heat Flow Pada Heat Exchanger Heat Exchanger Transmitted Heat Flow (kw) Condenser 29536.86 Economizer 5652.09 Evaporator 29041.24 Superheater 8066.18 Dari persamaan di atas, bisa dilihat bahwa untuk mendapatkan heat flow dan perbedaan temperatur yang diinginkan, dapat dilakukan pemilihan material dan perancangan luas permukaan heat transfer dan ketebalan material. Dalam melakukan hal ini nantinya perlu diperhatikan biaya dan kemampuan dari material itu sendiri dan luas lahan untuk menentukan luas permukaan heat transfer yang akan berpengaruh pada besaran heat exchanger. 3.5. Analisis Kebutuhan Bahan Bakar Pada proses simulasi, LHV dari bahan bakar gas alam diasumsikan dan diinput pada software yang kemudian menghasilkan laju aliran massa gas bahan bakar yang masuk ke sistem pembangkit. Dengan asumsi LHV sebesar 37000 kj/kg, maka dari hasil simulasi didapat bahwa laju aliran massa gas adalah nilai kebutuhan bahan bakar gas yaitu sebesar 1.397 kg/s atau sebesar 5.0292 ton/jam. Apabila efisiensi ruang bakar diperhatikan, maka nilai kebutuhan bahan bakar perlu dibagi dengan nilai efisiensi ruang bakar. Apabila efisiensi ruang bakar diasumsikan 95% dan massa jenis gas adalah 0.9 kg/m 3, maka nilai kebutuhan bahan bakar gas menjadi: 1.397!"/!!! = = 1.47!"/! = 5.292!"#/!"# 0.95 5292!" h!"# 0.9!"/!! = 5880!! /h!"# 5880!! h!"# 35.31 24 = 4.98!!"#$% 1000000 3.6. Analisis Kebutuhan Air Pendingin Dalam operasionalnya, PLTGU membutuhkan air pendingin untuk mengkondensasikan uap menjadi air pada bottoming cycle. Dari hasil perhitungan simulasi dengan software cycle tempo yang menghasilkan heat balance, didapatkan laju aliran massa pada siklus air pendingin kondenser. Siklus tersebut membutuhkan laju aliran massa air sebesar 594.107 kg/s. Dengan mengasumsikan efisiensi kondenser sebesar 90%, maka dapat dihitung kebutuhan air pendingin untuk menyerap panas yang dilepas oleh uap pada kondenser. Kebutuhan air pendingin untuk kondenser adalah:!! = 886.423 0.95 3.7. Analisis Kebutuhan Lahan = 933.07!"! = 3359.05!"#/!"# Untuk melakukan perhitungan kebutuhan lahan, diperlukan dimensi dimensi dari peralatan peralatan PLTGU. Untuk itu penulis menggunakan referensi dari peralatan PLTGU yang ada di pasaran dan asumsi. Untuk turbin gas, dimensi mengacu kepada dimensi turbin gas Titan 250 buatan Solar Turbines yang memiliki performa mirip dengan gas turbin pada rancangan ini. Dimensi dari turbin gas sebesar: Panjang : 10.3 m Lebar : 3.7 m Tinggi : 3.6 m 9

Luas : 38.11 m 2 Dimensi turbin uap mengacu pada turbin uap Siemens SST-100 yang dapat menghasilkan tenaga hingga 20 MW yang sesuai dengan hasil perhitungan dengan dimensi: Panjang : 5 m Lebar : 4 m Tinggi : 3m Luas : 20 m 2 Untuk HRSG, penulis tidak mendapatkan dimensi yang dibutuhkan dikarenakan pada HRSG dengan kapasitas dibawah 40 MW hanya tersedia custom built. Maka diasumsikan HRSG memiliki dimensi panjang 1.5 kali panjang turbin gas, lebar 4 m dan tinggi 7 m. Sehingga luas lahan yang dibutuhkan untuk HRSG sebesar 61.8 m 2 Dan terakhir untuk generator diasumsikan memiliki dimensi panjang 5 m dan lebar 4 m sehingga luas lahan yang dibutuhkan untuk generator sebesar 20 m 2. Sehingga apabila dijumlahkan, setidaknya diperlukan lahan seluas 139.91 m 2 untuk menempatkan peralatan peralatan PLTGU seperti yang dijabarkan di atas. Namun lahan yang diperlukan tidak hanya untuk peralatan pembangkit namun juga bangunan untuk operasional lainnya yang penulis asumsikan memiliki luas 200 m 2. Selain itu dengan memperhatikan desain PLTGU dengan konfigurasi poros tunggal, turbin gas, turbin uap, dan generator harus diletakkan segaris dan memperhatikan terdapatnya jarak diantara tiga peralatan tersebut yang diasumsikan memiliki jarak total hingga 10m. Sehingga dibutuhkan panjang lahan minimal 30.3 m. Maka setidaknya diperlukan lahan seluas 340 m 2 dengan panjang salah satu sisinya minimal 30.3 m. 3.8. Analisis Finansial Setelah didapatkan hasil perancangan, kebutuhan bahan bakar, kebutuhan lahan, dan nilai heat rate dari pembangkit, bisa dilakukan analisis finansial dari pembangkit listrik yang dirancang. Untuk melakukan analisis finansial diperlukan data data mengenai overnight capital cost, operation & maintenance, dan harga gas alam. Data data tersebut dapat dilihat pada Tabel 10. Tabel 10 Biaya Pembangunan dan Operasional Jenis Pembangkit EPC Cost US$/kW Fixed Operation & Maintenance US$/kWyear Variable Operation & Maintenance US$/MW/h PLTGU 917 13.17 3.6 Dengan mengasumsikan bahwa pembangkit listrik beroperasi capacity factor sebesar 80% dan harga gas alam sebesar US$ 6/MMBTU (Nasrullah & Suparman, 2011), maka biaya pembangunan dan operasional pembangkit listrik dapat dilihat pada Tabel 11. Tabel 11 Hasil Perhitungan Biaya Pembangkit Listrik Parameter Nilai Daya Pembangkit (kw) 34,000 Heat Rate (BTU/kWh) 5,249.18 EPC Cost (Rp) 342,958,000,000 Fixed O & M (Rp/tahun) 4,920,442,890 Variable O & M 9,425,730,490 (Rp/tahun) Biaya Bahan Bakar 81,591,890,710 (Rp/tahun) Total Biaya Operasional 95,938,064,090 Tahunan (Rp/tahun) Dengan data data yang tercantum pada Tabel 11, dilakukan analisis finansial dengan menggunakan software Microsoft Excel. Analisis tersebut mengasumsikan lifetime pembangkit selama 20 tahun, repayment period selama 6 tahun, dan tarif penjualan listrik sebesar Rp1.100 seperti yang tercantum pada Tabel 12. Tabel 12 Parameter Analisis Finansial Parameter Nilai Project lifetime (Tahun) 20 Tarif Penjualan Listrik (Rp) 1,100 Porsi Pinjaman (%) 65 Porsi Ekuitas (%) 35 Interest Rate (%) 13.5 Rate of Return (%) 18 Grace Period (tahun) 2 Repayment Period (tahun) 6 Tabel 13 Hasil Analisis Finansial Parameter Nilai Weighted Average Cost of Capital (%) 15.08 Net Present Value (Rp) 131,176,008,851 Internal Rate of Return (%) 25.07 Payback Period (tahun) 3.62 Tabel 14 Komponen Tarif Listrik Komponen Biaya Unit Energi (Rp/kWh) Recovery Cost 92.10 O & M Fixed Cost 20.65 Fuel Cost 342.43 O & M Variable Cost 39.56 Total Tarif 494.74 10

Dari data data pada Tabel 13, bisa dilihat bahwa pembangunan pembangkit listrik mandiri di Universitas Indonesia yang berupa pembangkit listrik siklus kombinasi gas dan uap yang dapat menghasilkan daya sebesar 34 MW layak dibangun. Dari Tabel 14 didapatkan biaya pokok untuk membangkitkan listrik sebesar Rp494.74, jauh dibawah harga yang dijual oleh PLN sebesar Rp1,350. Namun untuk mendapatkan nilai finansial yang bagus, harga listrik yang dijual oleh pembangkit listrik mandiri tidak bisa hanya seharga biaya pokok, namun harus dijual seharga Rp1,100. Walaupun demikian, penghematan yang didapatkan oleh Universitas Indonesia dalam hal biaya listrik sudah cukup besar seperti yang tercantum pada Tabel 15. Yaitu sebesar Rp59,981,921,073 atau sebesar 18.6%. Nilai penghematan ini didapatkan dengan mengasumsikan Universitas Indonesia mengurangi daya yang dipakai dari PLN sebesar daya yang dapat dibangkitkan pembangkit listrik mandiri selama 7008 jam per tahunnya. Tabel 15 Biaya Listrik UI Sumber Listrik Biaya (Rp) PLN (Rp1,350/kWh) 321,807,767,025 Pembangkit Listrik Mandiri (Rp1,100/kWh) 261,825,845,952 Penghematan 59,981,921,073 4. Kesimpulan dan Saran 4.1. Kesimpulan Dari hasil studi mengenai kebutuhan listrik Universitas Indonesia dan hasil rancangan pembangkit listrik tenaga gas uap dapat disimpulkan: 1. Hingga tahun 2025, Universitas Indonesia memerlukan tambahan daya listrik hingga 45 MVA dengan pasokan listrik tambahan hingga tahun 2015 direncanakan untuk ditambahkan dengan total daya 23,150 kva sehingga dari tahun 2015 2025 ada penambahan daya listrik sebesar 21,850 kva. 2. Sebagai alternatif dalam memenuhi kebutuhan listrik Universitas Indonesia, dapat dibangun pembangkit listrik tenaga gas. 3. Pembangkit listrik tenaga gas memiliki efisiensi yang cukup rendah akibat temperatur gas buang yang masih tinggi. Efisiensi dapat ditingkatkan dengan memanfaatkan panas gas buang untuk menghasilkan uap dan menjadikan pembangkit listrik siklus kombinasi dengan siklus gas dan uap. 4. Hasil simulasi PLTGU konfigurasi poros tunggal dengan menggunakan software cycle tempo dan parameter parameter desain yang digunakan pada tulisan ini menghasilkan PLTGU dengan daya 33,964.54 kw dan memiliki efisiensi pembangkit sebesar 64.58%. 5. Pemanfaatan gas buang turbin gas untuk menghasilkan uap pada siklus turbin uap pada pembangkit listrik dapat meningkatkan keluaran daya hingga 12,598.56 kw dan dapat meningkatkan efisiensi pembangkit sebesar 23.26%. 6. Pembangunan pembangkit listrik mandiri di Universitas Indonesia layak dibangun dari segi finansial. Selain itu juga dapat menghemat pengeluaran Universitas Indonesia hingga sebesar 18.6% dalam pengeluaran biaya kelistrikan dikarenakan biaya listrik yang dapat dijual dari pembangkit listrik mandiri lebih murah dibandingkan biaya listrik dari PLN. 4.2. Saran Apabila pembangunan PLTGU untuk Universitas Indonesia akan dilanjutkan, maka penulis memberikan beberapa saran untuk perancangan tahap selanjutnya: 1. Diperlukan pengambilan kondisi nyata dari temperatur dan tekanan udara pada lokasi yang akan dibangun karena besarnya pengaruh kondisi udara terhadap performa turbin gas. 2. Diperlukan simulasi mengenai pengaruh kondisi atmosfer (temperatur dan tekanan) masuk ke turbin gas terhadap keluaran daya dan efisiensi pembangkit listrik tenaga gas uap. Sehingga dapat dilakukan perancangan sistem pendinginan udara masuk turbin gas untuk meningkatkan keluaran daya pembangkit listrik. 3. Diperlukan perancangan peralatan peralatan PLTGU dengan memperhatikan parameter parameter pada perancangan ini ataupun parameter parameter yang dikembangkan dari perancangan ini. 5. Daftar Referensi Garniwa, I., Ardita, I., Sudiarto, B., Widyanto, A., Hudaya, C., Djemingan, U., et al. (2010). Rencana Induk Sistem Kelistrikan Universitas Indonesia - Periode 2010-2025. Universitas Indonesia, Depok. Boyce, M. P. (2002). Handbook For Cogeneration And Combined Cycle Power Plants. New York: ASM Press. Kitto, J., & Stultz, S. (2005). Steam Its Generation and Use 41st edition. Barberton: The Babcock & Wilcox Company. Boyce, M. P. (2002). Gas Turbine Engineering Handbook. Boston: Gulf Professional Publishin. El-Wakil, M. M. (1988). Powerplant Technology. Singapore: McGraw-Hill. Grote, K.-H., & Antonsson, E. (2008). Springer Handbook of Mechanical Engineering. New York: Springer. 11

Lampiran 1 12

Lampiran 2 13