Keandalan dan kemampuan suatu sistem tenaga listrik dalam melayani konsumen sangat tergantung pada sistem proteksi yang digunakan. Oleh sebab itu dalam perencangan suatu sistem tenaga listrik, perlu dipertimbangkan kondisi-kondisi gangguan yang mungkin terjadi pada sistem, melalui analisa gangguan.
Dari hasil analisa gangguan, dapat ditentukan sistem proteksi yang akan digunakan, seperti: spesifikasi switchgear, rating circuit breaker (CB) serta penetapan besaran-besaran yang menentukan bekerjanya suatu relay (setting relay) untuk keperluan proteksi.
Artikel ini akan membahas tentang karakter serta gangguan-gangguan dan sistem proteksi yang digunakan pada sistem tenaga listrik yang meliputi: generator, transformer, jaringan dan busbar.
Definisi Sistem Proteksi
proteksi sistem tenaga listrik adalah sistem proteksi yang dipasang pada peralatan-peralatan listrik suatu sistem tenaga listrik, misalnya generator, transformator, jaringan dan lain-lain, terhadap kondisi abnormal operasi sistem itu sendiri.
Kondisi abnormal itu dapat berupa antara lain: hubung singkat, tegangan lebih, beban lebih, frekuensi sistem rendah, asinkron dan lain-lain. (untuk jelasnya lihat artikel: "Keandalan dan Kualitas Listrik")
Dengan kata lain sistem proteksi itu bermanfaat untuk:
1. menghindari ataupun untuk mengurangi kerusakan peralatan-peralatan akibat gangguan (kondisi abnormal operasi sistem). Semakin cepat reaksi perangkat proteksi yang digunakan maka akan semakin sedikit pengaruh gangguan kepada kemungkinan kerusakan alat.
2. cepat melokalisir luas daerah yang mengalami gangguan, menjadi sekecil mungkin.
3. dapat memberikan pelayanan listrik dengan keandalan yang tinggi kepada konsumen dan juga mutu listrik yang baik.
4. mengamankan manusia terhadap bahaya yang ditimbulkan oleh listrik.
Pengetahuan mengenai arus-arus yang timbul dari berbagai tipe gangguan pada suatu lokasi merupakan hal yang sangat esensial bagi pengoperasian sistem proteksi secara efektif. Jika terjadi gangguan pada sistem, para operator yang merasakan adanya gangguan tersebut diharapkan segera dapat mengoperasikan circuit-circuit Breaker yang tepat untuk mengeluarkan sistem yang terganggu atau memisahkan pembangkit dari jaringan yang terganggu. Sangat sulit bagi seorang operator untuk mengawasi gangguan-gangguan yang mungkin terjadi dan menentukan CB mana yang dioperasikan untuk mengisolir gangguan tersebut secara manual.
Mengingat arus gangguan yang cukup besar, maka perlu secepat mungkin dilakukan proteksi. Hal ini perlu suatu peralatan yang digunakan untuk mendeteksi keadaan-keadaan yang tidak normal tersebut dan selanjutnya menginstruksikan circuit breaker yang tepat untuk bekerja memutuskan rangkaian atau sistem yang terganggu. Dan peralatan tersebut kita kenal dengan relay.
Ringkasnya proteksi dan tripping otomatik circuit-circuit yang berhubungan, mempunyai dua fungsi pokok:
1. Mengisolir peralatan yang terganggu, agar bagian-bagian yang lainnya tetap beroperasi seperti biasa.
2. Membatasi kerusakan peralatan akibat panas lebih (over heating), pengaruh gaya-gaya mekanik dst.
"Koordinasi antara relay dan circuit breaker(CB) dalam mengamati dan memutuskan gangguan disebut sebagai sistem proteksi".
Banyak hal yang harus dipertimbangkan dalam mempertahankan arus kerja maksimum yang aman. Jika arus kerja bertambah melampaui batas aman yang ditentukan dan tidak ada proteksi atau jika proteksi tidak memadai atau tidak efektif, maka keadaan tidak normal dan akan mengakibatkan kerusakan isolasi. Pertambahan arus yang berkelebihan menyebabkan rugi-rugi daya pada konduktor akan berkelebihan pula, sedangkan pengaruh pemanasan adalah sebanding dengan kwadrat dari arus:
H = 1kwadrat.R.t Joules
Dimana;
H = panas yang dihasilkan (Joule)
I = arus listrik (ampere)
R = tahanan konduktor (ohm)
t = waktu atau lamanya arus yang mengalir (detik)
Proteksi harus sanggup menghentikan arus gangguan sebelum arus tersebut naik mencapai harga yang berbahaya. Proteksi dapat dilakukan dengan Sekering atau Circuit Breaker.
Proteksi juga harus sanggup menghilangkan gangguan tanpa merusak peralatan proteksi itu sendiri. Untuk ini pemilihan peralatan proteksi harus sesuai dengan kapasitas arus hubung singkat “breaking capacity” atau Repturing Capacity.
Disamping itu, sistem proteksi yang diperlukan harus memenuhi persyaratan sebagai berikut:
1. Sekering atau circuit breaker harus sanggup dilalui arus nominal secara terus menerus tanpa pemanasan yang berlebihan (overheating).
2. Overload yang kecil pada selang waktu yang pendek seharusnya tidak menyebabkan peralatan bekerja.
3. Sistem Proteksi harus bekerja walaupun pada overload yang kecil tetapi cukup lama, sehingga dapat menyebabkan overheating pada rangkaian penghantar.
4. Sistem Proteksi harus membuka rangkaian sebelum kerusakan yang disebabkan oleh arus gangguan yang dapat terjadi.
5. Proteksi harus dapat melakukan “pemisahan” (discriminative) hanya pada rangkaian yang terganggu yang dipisahkan dari rangkaian yang lain yang tetap beroperasi.
Proteksi overload dikembangkan jika dalam semua hal rangkaian listrik diputuskan sebelum terjadi overheating. Jadi disini overload action relatif lebih lama dan mempunyai fungsi inverse terhadap kwadrat dari arus.
Proteksi gangguan hubung singkat dikembangkan jika action dari sekering atau circuit breaker cukup cepat untuk membuka rangkaian sebelum arus dapat mencapai harga yang dapat merusak akibat overheating, arcing atau ketegangan mekanik.
Persyaratan Kualitas Sistem Proteksi
Ada beberapa persyaratan yang sangat perlu diperhatikan dalam suatu perencanaan sistem proteksi yang efektif, yaitu:
a). Selektivitas dan Diskriminasi
Efektivitas suatu sistem proteksi dapat dilihat dari kesanggupan sistem dalam mengisolir bagian yang mengalami gangguan saja.
b). Stabilitas
Sifat yang tetap inoperatif apabila gangguan-gangguan terjadi diluar zona yang melindungi (gangguan luar).
c). Kecepatan Operasi
Sifat ini lebih jelas, semakin lama arus gangguan terus mengalir, semakin besar kemungkinan kerusakan pada peralatan. Hal yang paling penting adalah perlunya membuka bagian-bagian yang terganggu sebelum generator-generator yang dihubungkan sinkron kehilangan sinkronisasi dengan sistem. Waktu pembebasan gangguan yang tipikal dalam sistem-sistem tegangan tinggi adalah 140 ms. Dimana dimasa mendatang waktu ini hendak dipersingkat menjadi 80 ms sehingga memerlukan relay dengan kecepatan yang sangat tinggi (very high speed relaying).
d). Sensitivitas (kepekaan)
Yaitu besarnya arus gangguan agar alat bekerja. Harga ini dapat dinyatakan dengan besarnya arus dalam jaringan aktual (arus primer) atau sebagai prosentase dari arus sekunder (trafo arus).
e). Pertimbangan ekonomis
Dalam sistem distribusi aspek ekonomis hampir mengatasi aspek teknis, oleh karena jumlah feeder, trafo dan sebagainya yang begitu banyak, asal saja persyaratan keamanan yang pokok dipenuhi. Dalam suatu sistem transmisi justru aspek teknis yang penting. Proteksi relatif mahal, namun demikian pula sistem atau peralatan yang dilindungi dan jaminan terhadap kelangsungan peralatan sistem adalah vital.
Biasanya digunakan dua sistem proteksi yang terpisah, yaitu proteksi primer atau proteksi utama dan proteksi pendukung (back up).
f). Realiabilitas (keandalan)
Sifat ini jelas, penyebab utama dari “outage” rangkaian adalah tidak bekerjanya proteksi sebagaimana mestinya (mal operation).
g) Proteksi Pendukung
Proteksi pendukung (back up) merupakan susunan yang sepenuhnya terpisah dan yang bekerja untuk mengeluarkan bagian yang terganggu apabila proteksi utama tidak bekerja (fail). Sistem pendukung ini sedapat mungkin indenpenden seperti halnya proteksi utama, memiliki trafo-trafo dan rele-rele tersendiri. Seringkali hanya triping CB dan trafo -trafo tegangan yang dimiliki bersama oleh keduanya. Tiap-tiap sistem proteksi utama melindungi suatu area atau zona sistem daya tertentu. Ada kemungkinan suatu daerah kecil diantara zo na -zona yang berdekatan misalnya antara trafo-trafo arus dan circuit breaker-circuit breaker tidak dilindungi. Dalam keadaan seperti ini sistem back up (yang dinamakan, remote back up) akan memberikan perlindungan karena berlapis dengan zona-zona utama.
Pada sistem distribusi aplikasi back up digunakan tidak seluas dalam sistem tansmisi,cukup jika hanya mencakup titik-titik strategis saja. Remote back up akan bereaksi lambat dan biasanya memutus lebih banyak dari yang diperlukan untuk mengeluarkan bagian yang terganggu.
Komponen-Komponen Sistem Proteksi
Secara umum, komponen-komponen sistem proteksi terdiri dari:
1. Circuit Breaker, CB (Sakelar Pemutus, PMT)
2. Relay
3. Trafo arus (Current Transformer, CT)
4. Trafo tegangan (Potential Transformer, PT)
5. Kabel kontrol
6. Catu daya, Supplay (batere)
Rangkuman
Proteksi dan automatic tripping Circuit Breaker (CB) dibutuhkan untuk:
1. Mengisolir peralatan yang terganggu agar bagian-bagian yang lainnya tetap beroperasi seperti biasa.
2. Membatasi kerusakan peralatan akibat panas lebih (overheating), pengaruh gaya mekanik dan sebagainya.
Proteksi harus dapat menghilangkan dengan cepat arus yang dapat
mengakibatkan panas yang berkelebihan akibat gangguan
H = Ikwadrat.R×t Joules
Peralatan proteksi selain sekering adalah peralatan yang dibentuk dalam suatu sistem koodinasi relay dan circuit breaker
Peralatan proteksi dipilih berdasarkan kapasitas arus hubung singkat ‘Breaking capacity’ atau ‘Repturing Capcity’.
Selain itu peralatan proteksi harus memenuhi persyaratan, sebagai berikut:
1. Selektivitas dan Diskriminasi
2. Stabilitas
3. Kecepatan operasi
4. Sensitivitas (kepekaan).
5. Pertimbangan eko nomis.
6. Realibilitas (keandalan).
7. Proteksi pendukung (back up protection)
Monday, November 24, 2008
Thursday, November 20, 2008
Komponen Utama Saluran Transmisi Udara
komponen-komponen utama dari saluran transmisi udara, terdiri dari:
1. MENARA TRANSMISI atau tiang transmisi, beserta pondasinya.
menara atau tiang transmisi adalah suatu bangunan penopang saluran transmisi yang bisa berupa menara baja, tiang baja, tiang beton bertulang dan tiang kayu. menurut penggunannya diklasifikasikan menjadi:
a. Tiang baja, tiang beton bertulang dan tiang kayu, umumnya digunakan untuk saluran-saluran transmisi dengan tegangan kerja yang relatif rendah (dibawah 70 kV).
b. Menara baja, digunakan untuk saluran transmisi yang tegangan kerjanya tinggi (SUTT) dan tegangan ekstra tinggi (SUTET).
menara baja itu sendiri diklasifikasikan berdasarkan fungsinya, menjadi:
a. menara dukung.
b. menara sudut.
c. menara ujung.
d. menara percabangan.
e. menara transposisi.
Pembahasan mengenai menara atau tower transmisi dapat dibaca di sini
2. ISOLATOR.
jenis isolator yang digunakan pada saluran transmisi adalah jenis porselin atau gelas.
menurut penggunaan dan konstruksinya, isolator diklasifikasikan menjadi:
a. isolator jenis pasak.
b. isolator jenis pos-saluran.
c. isolator gantung.
isolator jenis pasak dan isolator jenis pos-saluran digunakan pada saluran transmisi dengan tegangan kerja relatif rendah (kurang dari 22-33 kV), sedangkan isolator gantung dapat digandeng menjadi rentengan/rangkaian isolator yang jumlahnya dapat disesuaikan dengan kebutuhan.
3. KAWAT PENGHANTAR (KONDUKTOR)
jenis-jenis kawat penghantar yang biasa digunakan pada saluran transmisi adalah:
a. tembaga dengan konduktivitas 100% (Cu 100%)
b. tembaga dengan konduktivitas 97,5% (Cu 97,5%)
c. aluminium dengan konduktivitas 61% (Al 61%)
kawat penghantar tembaga mempunyai beberapa kelebihan dibandingkan dengan kawat penghantar aluminium, karena konduktivitas dan kuat tariknya yang lebih tinggi.
tetapi juga memiliki kelemahan, yaitu untuk besar tahanan yang sama, tembaga lebih berat dan lebih mahal dari aluminium. oleh karena itu dewasa ini kawat penghantar aluminium telah mulai menggantikan kedudukan kawat penghantar tembaga.
Untuk memperbesar kuat tarik dari kawat aluminium, digunakan campuran aluminum (aluminium alloy). Untuk saluran-saluran transmisi tegangan tinggi, dimana jarak antara menara/tiang berjauhan, mencapai ratusan meter, maka dibutuhkan kuat tarik yang lebih tinggi, untuk itu digunakan kawat penghantar ACSR.
Kawat penghantar aluminium, terdiri dari berbagai jenis, dengan lambang sebagai berikut:
a. AAC (All-Aluminium Conductor), yaitu kawat penghantar yang seluruhnya terbuat dari aluminium.
b. AAAC (All-Aluminium-Alloy Conductor), yaitu kawat penghantar yang seluruhnya terbuat dari campuran aluminium.
c. ACSR (Aluminium Conductor, Steel-Reinforced), yaitu kawat penghantar aluminium berinti kawat baja.
d. ACAR (Aluminium Conductor, Alloy-Reinforced), yaitu kawat penghantar aluminium yang diperkuat dengan logam campuran.
4.KAWAT TANAH.
kawat tanah atau "ground wires" juga disebut kawat pelindung (shield wires), gunanya untuk melindungi kawat-kawat penghantar atau kawat-kawat fasa terhadap sambaran petir. Jadi kawat tanah itu dipasang diatas kawat fasa, sebagai kawat tanah umumnya digunakan kawat baja (steel wires) yang lebih murah, tetapi tidak jarang digunakan ACSR.
Pembahasan mengenai kawat penghantar dan kawat netral dapat dibaca di sini
1. MENARA TRANSMISI atau tiang transmisi, beserta pondasinya.
menara atau tiang transmisi adalah suatu bangunan penopang saluran transmisi yang bisa berupa menara baja, tiang baja, tiang beton bertulang dan tiang kayu. menurut penggunannya diklasifikasikan menjadi:
a. Tiang baja, tiang beton bertulang dan tiang kayu, umumnya digunakan untuk saluran-saluran transmisi dengan tegangan kerja yang relatif rendah (dibawah 70 kV).
b. Menara baja, digunakan untuk saluran transmisi yang tegangan kerjanya tinggi (SUTT) dan tegangan ekstra tinggi (SUTET).
menara baja itu sendiri diklasifikasikan berdasarkan fungsinya, menjadi:
a. menara dukung.
b. menara sudut.
c. menara ujung.
d. menara percabangan.
e. menara transposisi.
Pembahasan mengenai menara atau tower transmisi dapat dibaca di sini
2. ISOLATOR.
jenis isolator yang digunakan pada saluran transmisi adalah jenis porselin atau gelas.
menurut penggunaan dan konstruksinya, isolator diklasifikasikan menjadi:
a. isolator jenis pasak.
b. isolator jenis pos-saluran.
c. isolator gantung.
isolator jenis pasak dan isolator jenis pos-saluran digunakan pada saluran transmisi dengan tegangan kerja relatif rendah (kurang dari 22-33 kV), sedangkan isolator gantung dapat digandeng menjadi rentengan/rangkaian isolator yang jumlahnya dapat disesuaikan dengan kebutuhan.
3. KAWAT PENGHANTAR (KONDUKTOR)
jenis-jenis kawat penghantar yang biasa digunakan pada saluran transmisi adalah:
a. tembaga dengan konduktivitas 100% (Cu 100%)
b. tembaga dengan konduktivitas 97,5% (Cu 97,5%)
c. aluminium dengan konduktivitas 61% (Al 61%)
kawat penghantar tembaga mempunyai beberapa kelebihan dibandingkan dengan kawat penghantar aluminium, karena konduktivitas dan kuat tariknya yang lebih tinggi.
tetapi juga memiliki kelemahan, yaitu untuk besar tahanan yang sama, tembaga lebih berat dan lebih mahal dari aluminium. oleh karena itu dewasa ini kawat penghantar aluminium telah mulai menggantikan kedudukan kawat penghantar tembaga.
Untuk memperbesar kuat tarik dari kawat aluminium, digunakan campuran aluminum (aluminium alloy). Untuk saluran-saluran transmisi tegangan tinggi, dimana jarak antara menara/tiang berjauhan, mencapai ratusan meter, maka dibutuhkan kuat tarik yang lebih tinggi, untuk itu digunakan kawat penghantar ACSR.
Kawat penghantar aluminium, terdiri dari berbagai jenis, dengan lambang sebagai berikut:
a. AAC (All-Aluminium Conductor), yaitu kawat penghantar yang seluruhnya terbuat dari aluminium.
b. AAAC (All-Aluminium-Alloy Conductor), yaitu kawat penghantar yang seluruhnya terbuat dari campuran aluminium.
c. ACSR (Aluminium Conductor, Steel-Reinforced), yaitu kawat penghantar aluminium berinti kawat baja.
d. ACAR (Aluminium Conductor, Alloy-Reinforced), yaitu kawat penghantar aluminium yang diperkuat dengan logam campuran.
4.KAWAT TANAH.
kawat tanah atau "ground wires" juga disebut kawat pelindung (shield wires), gunanya untuk melindungi kawat-kawat penghantar atau kawat-kawat fasa terhadap sambaran petir. Jadi kawat tanah itu dipasang diatas kawat fasa, sebagai kawat tanah umumnya digunakan kawat baja (steel wires) yang lebih murah, tetapi tidak jarang digunakan ACSR.
Pembahasan mengenai kawat penghantar dan kawat netral dapat dibaca di sini
Tuesday, November 18, 2008
Penentuan Kapasitas Pembangkitan PLTP (Geothermal Power Plant)
Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya pada PLTU uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panas bumi. Apabila fluida di kepala sumur berupa fasa uap, maka uap tersebut dapat dialirkan langsung ke turbin, dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang akan memutar generator sehingga dihasilkan energi listrik, untuk penjelasaannya silahkan lihat artikel "Prinsip Dasar Thermodinamika". Apabila fluida panas-bumi keluar dari kepala sumur sebagai campuran fluida dua fasa (fasa uap dan fasa cair) maka terlebih dahulu dilakukan proses pemisahan pada fluida. Hal ini dimungkinkan dengan melewatkan fluida ke dalam separator, sehingga fasa uap akan terpisahkan dari fasa cairnya. Fraksi uap yang dihasilkan dari separator inilah yang kemudian dialirkan ke turbin.
Banyak sistem pembangkitan listrik dari fluida panas bumi yang telah diterapkan di lapangan, diantaranya:
1. Direct Dry Steam
2. Separated Steam
3. Single Flash Steam
4. Double Flash Steam
5. Multi Flash Steam
6. Brine/Freon Binary Cycle
Brine/Isobutane Binary Cycle
7. Combined Cycle
8. Hybrid/fossil–geothermal conversion system
Artikel ini membahas beberapa metoda yang digunakan untuk menentukan besarnya daya listrik yang dapat dibangkitkan oleh turbin uap. Metoda yang sama digunakan untuk menentukan konsumsi uap apabila kapasitas PLTP-nya telah diketahui/ ditentukan.
1. SIKLUS UAP KERING (DIRECT DRY STEAM CYCLE)
Sistem konversi fluida uap kering merupakan sistem konversi yang paling sederhana dan paling murah. Uap kering langsung dialirkan menuju turbin kemudian setelah dimanfaatkan, uap dapat dibuang ke atmosfir (turbin atmospheric exhaust turbine atau dialirkan ke kondensor (condensing turbine).
Gambar 15.1 Skema Diagram Siklus Uap Kering
Gambar 15.2 Diagram T - S Untuk Sistem Konversi Uap Kering
Pada sistem konversi uap kering, kerja yang dihasilkan turbin ditentukan dengan menggunakan persamaan (15.8) .
Pada Gambar 15.1 dan Gambar 15.2, titik 1 fasa fluida panas bumi berupa uap sedangkan pada titik 2 fluida berupa dua fasa. Proses yang dijalani fluida dari titik 1 ke titik 2 dianggap proses isentropik sehingga entropi pada titik 1 sama dengan entropi pada titik 2, sehingga:
...(15.9)
...(15.10)
Untuk harga tekanan atau temperatur yang ditentukan, harga-harga entropi dan entalpi bisa didapat dari tabel uap. Sehingga dari persamaan (15.10) didapat harga x (fraksi uap) untuk kondisi tekanan atau temperatur pada outlet turbin. Dengan memanfaatkan harga fraksi uap tersebut, didapat entalpi pada outlet turbin :
...(15.11)
Daya turbin kemudian bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
...(15.12)
dimana n adalah efisiensi turbin.
2. SIKLUS UAP HASIL PEMISAHAN (SEPARATED STEAM CYCLE)
Apabila fluida panas bumi keluar dari kepala sumur sebagai campuran fluida dua fasa (fasa uap dan fasa cair) maka terlebih dahulu dilakukan proses pemisahan pada fluida. Hal ini dimungkinkan dengan melewatkan fluida ke dalam separator, sehingga fasa uap akan terpisahkan dari fasa cairnya. Fraksi uap yang dihasilkan dari separator inilah yang kemudian dipakai pada perhitungan daya turbin. Oleh karena itu, sistem konversi energi ini dinamakan Siklus Uap Hasil Pemisahan (Gambar 15.1 dan Gambar 15.2). Siklus ini banyak digunakan pada reservoir panas bumi dominasi air.
Gambar 15.3a Skema Diagram Siklus Uap Hasil Pemisahan
Gambar 15.3b Diagram T - S Untuk Sistem Konversi Uap Hasil Pemisahan
Pada titik 1 fluida panas bumi berupa campuran dua fasa. Sebelum memasuki turbin fluida menjalani proses isentalpik dari titik 1 ke titik 2. Pada kepala sumur diketahui laju alir massa fraksi uap fluida (kualitas uap pada kepala sumur). Pada titik 2 fluida masuk ke separator, sehingga:
...(15.13)
...(15.14)
Dari persamaan (15.14) didapat fraksi uap yang masuk ke separator, sedangkan fraksi airnya dibuang. Pada tekanan dan temperatur inlet turbin ini diketahui entalpi dan entropi fluida dari tabel uap. Entropi pada titik 4 dan titik 5 (inlet dan outlet turbin) dianggap sama (proses yang terjadi di dalam turbin isentropik), sehingga :
...(15.15)
maka fraksi uap yang keluar dari turbin dapat diketahui. Harga fraksi uap ini digunakan untuk menghitung entalpi outlet turbin.
...(15.16)
Daya turbin bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
Perhitungan daya turbin pada sistem ini hampir sama dengan perhitungan pada Siklus Penguapan Tunggal, perbedaannya hanya terletak pada penentuan kondisi awal dari fluida. Pada titik 1 fluida berupa campuran dua fasa (fasa cair dan fasa uap), sehingga entalpi fluida sama dengan jumlah entalpi kedua fasa tersebut. Selanjutnya, prosedur penentuan daya turbin sama dengan prosedur perhitungan pada Siklus Penguapan Tunggal.
3. Siklus Penguapan Tunggal (Single Flash Cycle)
Fluida reservoir dalam perjalanannya menuju ke permukaan mengalami penurunan temperatur sejalan dengan terbentuknya uap dari fasa liquid yang ada. Asumsi yang dipakai pada kondisi tersebut ialah bahwa proses yang dialami fluida saat mengalir ke permukaan adalah isenthalpik dengan kesetimbangan termodinamika yang tetap terjaga. Hal ini berarti bahwa tidak terjadi kehilangan panas dari sistem ke lingkungan dan penurunan temperatur yang terjadi adalah akibat dipakainya sebagian panas laten yang ada untuk merubah fasa air menjadi fasa uap.
Salah satu hal yang memungkinkan terjadinya proses penguapan tersebut adalah dengan dipasangnya slotted liner pada zona produksi reservoir tersebut. Slotted liner mempunyai lubang-lubang yang memungkinkan throttling process, dimana selama proses tersebut terjadi enthalpi dari sistem dianggap konstan.
Siklus Penguapan Tunggal (Gambar 15.4 dan Gambar 15.5) kemudian digunakan untuk memanfaatkan energi panas dari fluida ini karena fluida muncul di permukaan sebagai cairan terkompresi atau fluida jenuh (saturated fluid). Energi yang terkandung dalam fluida tersebut dimanfaatkan dengan mengalirkannya ke dalam suatu alat penguap (flasher) yang beroperasi pada tekanan yang lebih rendah daripada tekanan uap kering yang masuk ke turbin. Secara ideal, energi yang maksimum dapat dihasilkan dari air panas tersebut bila temperatur alat penguap berada di antara temperatur air panas dan temperatur kondenser yang dipakai. Temperatur optimum didapat dari temperatur rata-rata antara temperatur saturasi pada kondisi kepala sumur dan temperatur saturasi pada kondisi outlet turbin (kondenser).
Pada Gambar 15.4 dan Gambar 15.5 terlihat proses yang dialami fluida reservoir sampai diinjeksikan kembali ke reservoir. Dari reservoir (1) fluida-dalam hal ini saturated liquid-yang diproduksi ke permukaan mengalami penurunan temperatur yang menyebabkan sebagian kecil fasa cair mengalami perubahan fasa menjadi uap. Sebelum memasuki turbin fluida menjalani proses dari titik 1 ke titik 2 yang merupakan proses isentalpik seperti yang telah dijelaskan sebelumnya. Pada titik 2 fluida masuk ke bejana flasher, sehingga :
...(15.17)
Dari persamaan (15.17) didapat fraksi uap yang masuk ke bejana flasher, sedangkan fraksi airnya dibuang.
Uap yang dihasilkan oleh penguapan pada bejana flasher kemudian dialirkan menuju turbin (4), sedangkan fraksi cair yang tersisa diinjeksikan kembali ke dalam sumur injeksi (3) atau mengalami proses flash kembali untuk menghasilkan uap bertekanan rendah untuk dialirkan pada turbin tekanan rendah pada sistem double flash. Hal ini tidak dibicarakan lebih lanjut.
Fraksi uap yang keluar dari bejana flasher inilah yang kemudian menghasilkan listrik dari perubahan entalpi yang terjadi di dalam turbin (antara titik 4 -5). Bila turbin ideal, maka ekspansi uap akan terjadi secara isentropis. Bila temperatur optimum proses flash dapat diketahui maka tekanan flash yang bersesuaian dapat ditentukan.
Gambar 15.4 Skema Diagram Siklus Penguapan Tunggal
Gambar 15.5 Diagram T - S Untuk Siklus Penguapan Tunggal
Pada tekanan dan temperatur inlet turbin diketahui entalpi dan entropi fluida dari tabel uap. Entropi pada titik 4 dan titik 5 (inlet dan outlet turbin) dianggap sama (proses yang terjadi di dalam turbin isentropik), sehingga :
...(15.18)
maka fraksi uap yang keluar dari turbin dapat diketahui. Harga fraksi uap ini digunakan untuk menghitung entalpi outlet turbin.
...(15.19)
Daya turbin bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
...(15.20)
X2 merupakan fraksi uap yang dihasilkan oleh flasher yang dialirkan ke turbin, sedangkan sisanya (1 - X2) dibuang. h4 adalah entalpi pada inlet turbin yang sama dengan tekanan penguapan (tekanan flasher) karena diasumsikan fluida tidak mengalami kehilangan tekanan selama perjalanannya menuju turbin, sedangkan h5 adalah entalpi pada tekanan kondenser.
4. Double Flash Steam
Pada sistem ini digunakan dua pemisahan fluida yaitu separator dan flasher dan digunakan komposisi 2 turbin, HP-turbine dan LP-turbine yang disusun tandem (ganda), lihat Gambar 15.6. Contoh lapangan yang menggunakan sistem konversi seperti ini adalah Hatchobaru (Jepang), dan Krafla (Iceland).
Gambar 15.6 Sistem Konversi Energi Siklus Double Flash
Gambar 15.7 Proses Digambarkan Dalam Diagram T-S
Perhitungan daya listrik untuk sistem double flash dapat dilakukan dengan prosedur sebagai berikut :
1) Buat diagram T-S (temperatur vs. enthalpy) seperti diperlihatkan pada Gambar 15.7.
2) Pada titik 1 ke titik 2, adalah proses dari wellhead ke separator. Kondisi fluida dua fasa, proses yang terjadi adalah isentalpic, yaitu hwell head = hseparator.
hwell head = hfg = enthalpy pada tekanan di kepala sumur (h1). Karena enthalpy separator (h2) sama dengan enthalpy kepala sumur (h1), sedangkan sedangkan enthalpy fluida separator = hf2, dan enthalpy dua fasa separator = hfg2, maka jumlah fraksi uap (x2) dari separator yang masuk ke HP-tubine besarnya adalah :
...(15.21)
sehingga jumlah massa uap (mv1) yang masuk ke dalam HP-turbin sebesar :
...(15.22)
dan jumlah air yang masuk ke flasher (mw2) adalah :
...(15.23)
3) Proses dari titik 2 ke titik 4 adalah dari separator ke inlet turbin. Prosesnya adalah isentalpic, yaitu entalphy uap di separator (h2) sama dengan enthalpy uap di turbin (h4). Sedangkan harga entropy pada titik 4 adalah entropy uap di condensor (S4), besarnya sama dengan entropy separator (S2),
...(15.24)
sedangkan :
...(15.25)
4) Maka Daya listrik pada HP-turbine adalah sebesar :
...(15.26)
5) Dari titik 2 ke titik 3a (dari separator ke inlet flasher), harga enthalpy pada inlet flasher adalah sama dengan harga enthalpy air dari separator, maka h3a = hf separator. Prosesnya adalah isenthalpic maka enthalpy h3 (enthalpy di dalam flasher) = h3a. Dengan demikian fraksi uap dari flasher dapat dihitung sebagai berikut
...(15.27)
6) Jumlah uap yang menuju LP-turbine dapat dihitung sebagai berikut :
...(15.28)
...(15.29)
7) Harga temperatur flasher dapat dihitung dengan persamaan :
...(15.30)
atau
...(15.31)
8) Besarnya enthalpy uap yang masuk inlet LP-turbin adalah sama dengan enthalpy uap flasher:
maka fraksi uap yang masuk ke condensor (X8) adalah :
...(15.32)
sedangkan enthalpy pada condensor :
...(15.33)
9) Maka Daya II, yaitu daya listrik yang dihasilkan dari LP-turbine yaitu sebesar :
...(15.34)
10) Jadi total daya listrik dari HP-turbine dan LP-turbine adalah :
...(15.35)
Banyak sistem pembangkitan listrik dari fluida panas bumi yang telah diterapkan di lapangan, diantaranya:
1. Direct Dry Steam
2. Separated Steam
3. Single Flash Steam
4. Double Flash Steam
5. Multi Flash Steam
6. Brine/Freon Binary Cycle
Brine/Isobutane Binary Cycle
7. Combined Cycle
8. Hybrid/fossil–geothermal conversion system
Artikel ini membahas beberapa metoda yang digunakan untuk menentukan besarnya daya listrik yang dapat dibangkitkan oleh turbin uap. Metoda yang sama digunakan untuk menentukan konsumsi uap apabila kapasitas PLTP-nya telah diketahui/ ditentukan.
1. SIKLUS UAP KERING (DIRECT DRY STEAM CYCLE)
Sistem konversi fluida uap kering merupakan sistem konversi yang paling sederhana dan paling murah. Uap kering langsung dialirkan menuju turbin kemudian setelah dimanfaatkan, uap dapat dibuang ke atmosfir (turbin atmospheric exhaust turbine atau dialirkan ke kondensor (condensing turbine).
Gambar 15.1 Skema Diagram Siklus Uap Kering
Gambar 15.2 Diagram T - S Untuk Sistem Konversi Uap Kering
Pada sistem konversi uap kering, kerja yang dihasilkan turbin ditentukan dengan menggunakan persamaan (15.8) .
Pada Gambar 15.1 dan Gambar 15.2, titik 1 fasa fluida panas bumi berupa uap sedangkan pada titik 2 fluida berupa dua fasa. Proses yang dijalani fluida dari titik 1 ke titik 2 dianggap proses isentropik sehingga entropi pada titik 1 sama dengan entropi pada titik 2, sehingga:
...(15.9)
...(15.10)Untuk harga tekanan atau temperatur yang ditentukan, harga-harga entropi dan entalpi bisa didapat dari tabel uap. Sehingga dari persamaan (15.10) didapat harga x (fraksi uap) untuk kondisi tekanan atau temperatur pada outlet turbin. Dengan memanfaatkan harga fraksi uap tersebut, didapat entalpi pada outlet turbin :
...(15.11)Daya turbin kemudian bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
...(15.12)dimana n adalah efisiensi turbin.
2. SIKLUS UAP HASIL PEMISAHAN (SEPARATED STEAM CYCLE)
Apabila fluida panas bumi keluar dari kepala sumur sebagai campuran fluida dua fasa (fasa uap dan fasa cair) maka terlebih dahulu dilakukan proses pemisahan pada fluida. Hal ini dimungkinkan dengan melewatkan fluida ke dalam separator, sehingga fasa uap akan terpisahkan dari fasa cairnya. Fraksi uap yang dihasilkan dari separator inilah yang kemudian dipakai pada perhitungan daya turbin. Oleh karena itu, sistem konversi energi ini dinamakan Siklus Uap Hasil Pemisahan (Gambar 15.1 dan Gambar 15.2). Siklus ini banyak digunakan pada reservoir panas bumi dominasi air.
Gambar 15.3a Skema Diagram Siklus Uap Hasil Pemisahan
Gambar 15.3b Diagram T - S Untuk Sistem Konversi Uap Hasil Pemisahan
Pada titik 1 fluida panas bumi berupa campuran dua fasa. Sebelum memasuki turbin fluida menjalani proses isentalpik dari titik 1 ke titik 2. Pada kepala sumur diketahui laju alir massa fraksi uap fluida (kualitas uap pada kepala sumur). Pada titik 2 fluida masuk ke separator, sehingga:
...(15.13)
...(15.14)Dari persamaan (15.14) didapat fraksi uap yang masuk ke separator, sedangkan fraksi airnya dibuang. Pada tekanan dan temperatur inlet turbin ini diketahui entalpi dan entropi fluida dari tabel uap. Entropi pada titik 4 dan titik 5 (inlet dan outlet turbin) dianggap sama (proses yang terjadi di dalam turbin isentropik), sehingga :
...(15.15)maka fraksi uap yang keluar dari turbin dapat diketahui. Harga fraksi uap ini digunakan untuk menghitung entalpi outlet turbin.
...(15.16)Daya turbin bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
Perhitungan daya turbin pada sistem ini hampir sama dengan perhitungan pada Siklus Penguapan Tunggal, perbedaannya hanya terletak pada penentuan kondisi awal dari fluida. Pada titik 1 fluida berupa campuran dua fasa (fasa cair dan fasa uap), sehingga entalpi fluida sama dengan jumlah entalpi kedua fasa tersebut. Selanjutnya, prosedur penentuan daya turbin sama dengan prosedur perhitungan pada Siklus Penguapan Tunggal.
3. Siklus Penguapan Tunggal (Single Flash Cycle)
Fluida reservoir dalam perjalanannya menuju ke permukaan mengalami penurunan temperatur sejalan dengan terbentuknya uap dari fasa liquid yang ada. Asumsi yang dipakai pada kondisi tersebut ialah bahwa proses yang dialami fluida saat mengalir ke permukaan adalah isenthalpik dengan kesetimbangan termodinamika yang tetap terjaga. Hal ini berarti bahwa tidak terjadi kehilangan panas dari sistem ke lingkungan dan penurunan temperatur yang terjadi adalah akibat dipakainya sebagian panas laten yang ada untuk merubah fasa air menjadi fasa uap.
Salah satu hal yang memungkinkan terjadinya proses penguapan tersebut adalah dengan dipasangnya slotted liner pada zona produksi reservoir tersebut. Slotted liner mempunyai lubang-lubang yang memungkinkan throttling process, dimana selama proses tersebut terjadi enthalpi dari sistem dianggap konstan.
Siklus Penguapan Tunggal (Gambar 15.4 dan Gambar 15.5) kemudian digunakan untuk memanfaatkan energi panas dari fluida ini karena fluida muncul di permukaan sebagai cairan terkompresi atau fluida jenuh (saturated fluid). Energi yang terkandung dalam fluida tersebut dimanfaatkan dengan mengalirkannya ke dalam suatu alat penguap (flasher) yang beroperasi pada tekanan yang lebih rendah daripada tekanan uap kering yang masuk ke turbin. Secara ideal, energi yang maksimum dapat dihasilkan dari air panas tersebut bila temperatur alat penguap berada di antara temperatur air panas dan temperatur kondenser yang dipakai. Temperatur optimum didapat dari temperatur rata-rata antara temperatur saturasi pada kondisi kepala sumur dan temperatur saturasi pada kondisi outlet turbin (kondenser).
Pada Gambar 15.4 dan Gambar 15.5 terlihat proses yang dialami fluida reservoir sampai diinjeksikan kembali ke reservoir. Dari reservoir (1) fluida-dalam hal ini saturated liquid-yang diproduksi ke permukaan mengalami penurunan temperatur yang menyebabkan sebagian kecil fasa cair mengalami perubahan fasa menjadi uap. Sebelum memasuki turbin fluida menjalani proses dari titik 1 ke titik 2 yang merupakan proses isentalpik seperti yang telah dijelaskan sebelumnya. Pada titik 2 fluida masuk ke bejana flasher, sehingga :
...(15.17)Dari persamaan (15.17) didapat fraksi uap yang masuk ke bejana flasher, sedangkan fraksi airnya dibuang.
Uap yang dihasilkan oleh penguapan pada bejana flasher kemudian dialirkan menuju turbin (4), sedangkan fraksi cair yang tersisa diinjeksikan kembali ke dalam sumur injeksi (3) atau mengalami proses flash kembali untuk menghasilkan uap bertekanan rendah untuk dialirkan pada turbin tekanan rendah pada sistem double flash. Hal ini tidak dibicarakan lebih lanjut.
Fraksi uap yang keluar dari bejana flasher inilah yang kemudian menghasilkan listrik dari perubahan entalpi yang terjadi di dalam turbin (antara titik 4 -5). Bila turbin ideal, maka ekspansi uap akan terjadi secara isentropis. Bila temperatur optimum proses flash dapat diketahui maka tekanan flash yang bersesuaian dapat ditentukan.
Gambar 15.4 Skema Diagram Siklus Penguapan Tunggal
Gambar 15.5 Diagram T - S Untuk Siklus Penguapan Tunggal
Pada tekanan dan temperatur inlet turbin diketahui entalpi dan entropi fluida dari tabel uap. Entropi pada titik 4 dan titik 5 (inlet dan outlet turbin) dianggap sama (proses yang terjadi di dalam turbin isentropik), sehingga :
...(15.18)maka fraksi uap yang keluar dari turbin dapat diketahui. Harga fraksi uap ini digunakan untuk menghitung entalpi outlet turbin.
...(15.19)Daya turbin bisa dihitung dengan menggunakan persamaan
...(15.20)X2 merupakan fraksi uap yang dihasilkan oleh flasher yang dialirkan ke turbin, sedangkan sisanya (1 - X2) dibuang. h4 adalah entalpi pada inlet turbin yang sama dengan tekanan penguapan (tekanan flasher) karena diasumsikan fluida tidak mengalami kehilangan tekanan selama perjalanannya menuju turbin, sedangkan h5 adalah entalpi pada tekanan kondenser.
4. Double Flash Steam
Pada sistem ini digunakan dua pemisahan fluida yaitu separator dan flasher dan digunakan komposisi 2 turbin, HP-turbine dan LP-turbine yang disusun tandem (ganda), lihat Gambar 15.6. Contoh lapangan yang menggunakan sistem konversi seperti ini adalah Hatchobaru (Jepang), dan Krafla (Iceland).
Gambar 15.6 Sistem Konversi Energi Siklus Double Flash
Gambar 15.7 Proses Digambarkan Dalam Diagram T-S
Perhitungan daya listrik untuk sistem double flash dapat dilakukan dengan prosedur sebagai berikut :
1) Buat diagram T-S (temperatur vs. enthalpy) seperti diperlihatkan pada Gambar 15.7.
2) Pada titik 1 ke titik 2, adalah proses dari wellhead ke separator. Kondisi fluida dua fasa, proses yang terjadi adalah isentalpic, yaitu hwell head = hseparator.
hwell head = hfg = enthalpy pada tekanan di kepala sumur (h1). Karena enthalpy separator (h2) sama dengan enthalpy kepala sumur (h1), sedangkan sedangkan enthalpy fluida separator = hf2, dan enthalpy dua fasa separator = hfg2, maka jumlah fraksi uap (x2) dari separator yang masuk ke HP-tubine besarnya adalah :
...(15.21)sehingga jumlah massa uap (mv1) yang masuk ke dalam HP-turbin sebesar :
...(15.22)dan jumlah air yang masuk ke flasher (mw2) adalah :
...(15.23)3) Proses dari titik 2 ke titik 4 adalah dari separator ke inlet turbin. Prosesnya adalah isentalpic, yaitu entalphy uap di separator (h2) sama dengan enthalpy uap di turbin (h4). Sedangkan harga entropy pada titik 4 adalah entropy uap di condensor (S4), besarnya sama dengan entropy separator (S2),
...(15.24)sedangkan :
...(15.25)4) Maka Daya listrik pada HP-turbine adalah sebesar :
...(15.26)5) Dari titik 2 ke titik 3a (dari separator ke inlet flasher), harga enthalpy pada inlet flasher adalah sama dengan harga enthalpy air dari separator, maka h3a = hf separator. Prosesnya adalah isenthalpic maka enthalpy h3 (enthalpy di dalam flasher) = h3a. Dengan demikian fraksi uap dari flasher dapat dihitung sebagai berikut
...(15.27)6) Jumlah uap yang menuju LP-turbine dapat dihitung sebagai berikut :
...(15.28)
...(15.29)7) Harga temperatur flasher dapat dihitung dengan persamaan :
...(15.30)atau
...(15.31)8) Besarnya enthalpy uap yang masuk inlet LP-turbin adalah sama dengan enthalpy uap flasher:
maka fraksi uap yang masuk ke condensor (X8) adalah :
...(15.32)sedangkan enthalpy pada condensor :
...(15.33)9) Maka Daya II, yaitu daya listrik yang dihasilkan dari LP-turbine yaitu sebesar :
...(15.34)10) Jadi total daya listrik dari HP-turbine dan LP-turbine adalah :
...(15.35)
Prinsip Dasar Thermodinamika untuk Pembangkit Listrik
PRINSIP-PRINSIP TERMODINAMIKA
Hukum I Termodinamika
Pada penerapan Hukum I Termodinamika dalam suatu proses, dibedakan antara sistem dan lingkungan. Bagian dimana proses tersebut berlangsung disebut sebagai sistem, sedangkan segala sesuatu di luar sistem disebut lingkungan. Hukum ini berlaku tidak hanya pada sistem saja tetapi juga pada lingkungan. Dalam bentuk dasar, dapat ditulis sebagai :
...(15.1)
Jika antara sistem dan lingkungan tidak terjadi perpindahan massa, maka sistem dikatakan tertutup dan massa konstan. Untuk sistem seperti ini, semua energi yang berpindah antara sistem dan lingkungan berbentuk panas dan kerja, sehingga persamaan (15.1) dapat dijabarkan menjadi :
...(15.2)
...(15.3)
Bila panas bernilai positif untuk panas yang masuk sistem dan kerja bernilai positif untuk kerja yang dilakukan sistem, maka :
...(15.4)
Berarti bahwa perubahan energi total sistem sama dengan panas yang ditambahkan pada sistem dikurangi oleh kerja yang dilakukan sistem.
Persamaan di atas berlaku untuk perubahan yang terjadi pada sistem tertutup. Sistem tertutup juga seringkali menjalankan proses dimana tidak ada perubahan energi potensial dan kinetik sehingga persamaan (15.4) menjadi :
...(15.5)
Proses Aliran Steady State
Persamaan (15.5) terbatas pemakaiannya pada proses dengan massa konstan dimana hanya terjadi perubahan energi dalam saja. Untuk proses-proses pada industri yang melibatkan aliran mantap melalui peralatan-peralatan diperlukan penjabaran Hukum I Termodinamika yang lebih umum. Keadaan mantap berarti bahwa kondisi pada semua titik dalam peralatan konstan terhadap waktu. Sehingga persamaan (15.4) kemudian menjadi :
...(15.6)
Pada penerapannya secara termodinamika, energi potensial dan energi kinetik sangatlah kecil dibandingkan dengan elemen yang lainnya dan dapat diabaikan. Selain itu, pada turbin semua perpindahan panas diabaikan sehingga persamaan (15.6) berubah menjadi :
...(15.7)
dimana kerja turbin (ditandakan dengan minus) masih dalam dasar unit massa yang mengalir. Dengan memasukkan variabel m (massa) maka persamaan (15.7) dapat ditulis menjadi :
...(15.8)
dimana:
W = kerja/daya turbin (kW)
m = massa (kg/s)
h1 = entalpi uap yang masuk kedalam turbin (kJ/kg)
h2 = entalpi uap yang meninggalkan turbin (kJ/kg)
Persamaan inilah yang kemudian akan dipakai selanjutnya pada perhitungan daya turbin.
Hukum I Termodinamika
Pada penerapan Hukum I Termodinamika dalam suatu proses, dibedakan antara sistem dan lingkungan. Bagian dimana proses tersebut berlangsung disebut sebagai sistem, sedangkan segala sesuatu di luar sistem disebut lingkungan. Hukum ini berlaku tidak hanya pada sistem saja tetapi juga pada lingkungan. Dalam bentuk dasar, dapat ditulis sebagai :
...(15.1)Jika antara sistem dan lingkungan tidak terjadi perpindahan massa, maka sistem dikatakan tertutup dan massa konstan. Untuk sistem seperti ini, semua energi yang berpindah antara sistem dan lingkungan berbentuk panas dan kerja, sehingga persamaan (15.1) dapat dijabarkan menjadi :
...(15.2)
...(15.3)Bila panas bernilai positif untuk panas yang masuk sistem dan kerja bernilai positif untuk kerja yang dilakukan sistem, maka :
...(15.4)Berarti bahwa perubahan energi total sistem sama dengan panas yang ditambahkan pada sistem dikurangi oleh kerja yang dilakukan sistem.
Persamaan di atas berlaku untuk perubahan yang terjadi pada sistem tertutup. Sistem tertutup juga seringkali menjalankan proses dimana tidak ada perubahan energi potensial dan kinetik sehingga persamaan (15.4) menjadi :
...(15.5)Proses Aliran Steady State
Persamaan (15.5) terbatas pemakaiannya pada proses dengan massa konstan dimana hanya terjadi perubahan energi dalam saja. Untuk proses-proses pada industri yang melibatkan aliran mantap melalui peralatan-peralatan diperlukan penjabaran Hukum I Termodinamika yang lebih umum. Keadaan mantap berarti bahwa kondisi pada semua titik dalam peralatan konstan terhadap waktu. Sehingga persamaan (15.4) kemudian menjadi :
...(15.6)Pada penerapannya secara termodinamika, energi potensial dan energi kinetik sangatlah kecil dibandingkan dengan elemen yang lainnya dan dapat diabaikan. Selain itu, pada turbin semua perpindahan panas diabaikan sehingga persamaan (15.6) berubah menjadi :
...(15.7)dimana kerja turbin (ditandakan dengan minus) masih dalam dasar unit massa yang mengalir. Dengan memasukkan variabel m (massa) maka persamaan (15.7) dapat ditulis menjadi :
...(15.8)dimana:
W = kerja/daya turbin (kW)
m = massa (kg/s)
h1 = entalpi uap yang masuk kedalam turbin (kJ/kg)
h2 = entalpi uap yang meninggalkan turbin (kJ/kg)
Persamaan inilah yang kemudian akan dipakai selanjutnya pada perhitungan daya turbin.
Wednesday, November 12, 2008
Strategi Penyediaan Tenaga Listrik Jangka Panjang Untuk Sistem Jawa-Madura-Bali (JAMALI)
Untuk dapat menjamin ketersediaan pasokan listrik nasional, sektor pembangkit listrik harus dapat mengimbangi pertumbuhan listrik nasional yang rata-rata 8 % per tahun. Khususnya kebutuhan di wilayah Jawa-Bali sangat dominan karena merupakan 75% dari seluruh kebutuhan nasional, di sisi lain pemilihan jenis pembangkit listrik yang dioperasikan sebagai pembangkit listrik di wilayah Jawa - Bali dapat menjadi pilihan yang kompleks di kemudian hari, mengingat ketersediaan sumber energi yang memadai di Jawa - Bali sangat terbatas,” demikian sambutan Deputi Bidang TIEM Marzan A. Iskandar, saat membuka acara seminar tentang Strategi Penyediaan Tenaga Listrik Jangka Panjang untuk Sistem Jawa-Bali pada 19 Maret 2008 di Ruang Komisi Utama BPPT.
Acara yang dihadiri oleh Deputi Direktur Perencanaan Sistem PT PLN Bambang Hermawanto juga menghadirkan pembicara antara lain: Kasubdit Penyiapan Program Energi dan Pengembangan Energi Dep.ESDM Benhur Tobing, Deputi Bidang Pengembangan Teknologi dan Energi Nuklir BATAN, Dirut PT Rekayasa Industri Triharyo Soesilo, Peneliti BPPT M.S Boedoyo, Cahyadi dan Sri Rudatin.
Deputi Bidang TIEM Marzan A. Iskandar dalam sambutannya mengatakan dengan berbagai peluang yang ada, penggunaan model energi jangka panjang akan sangat membantu mengarahkan tercapainya perencanaan yang tepat diantara berbagai alternatif serta ketidakpastian yang mungkin terjadi di masa depan.
Penggunaan model energi memudahkan kajian ini untuk dapat melakukan evaluasi terhadap beberapa masalah strategis secara terintegrasi seperti:
1. Pertumbuhan konsumsi energi listrik jangka panjang (20 tahun ke depan);
2. Ketersediaan dan harga energi primer di Jawa;
3. Daya dukung lingkungan pulau Jawa-Bali dalam menampung PLTU Batubara;
4. Pemanfaatan batubara kualitas rendah di Sumatera Selatan;
5. Pemanfaatan PLTN;
6. Pengembangan Sistem transmisi di masa depan;
7. Biaya produksi beserta kebutuhan bahan bakarnya dalam sistem yang multi area dan 8. Kemampuan pendanaan dan tarif listrik di masa depan.
Meskipun Indonesia memiliki berbagai potensi sumberdaya energi, namun bauran konsumsi energi tidak seimbang yang menunjukkan masih tingginya ketergantungan kepada minyak bumi pada saat kemampuan produksi minyak bumi dalam negeri semakin terbatas, sedangkan pemanfaatan non minyak bumi untuk keperluan pemenuhan permintaan energi nasional masih terbatas.
Konsumsi energi final nasional sejauh ini didominasi oleh Bahan Bakar Minyak (BBM) dan kebutuhan BBM cenderung meningkat karena harga yang murah (disubsidi), mudah diperoleh, praktis digunakan, dan sulit untuk disubstitusi oleh jenis energi final lainnya terutama pemanfaatan BBM untuk sektor transportasi.
Dengan alasan yang sama, pemanfaatan BBM juga berlangsung pada sektor pembangkit listrik terutama untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar PLTD yang tersebar di hampir seluruh pelosok tanah air di luar Jawa dan Sumatera. Adapun pemanfaatan BBM untuk pembangkit listrik di Jawa terutama untuk mengisi ketiadaan pasokan gas bumi pada 3 lokasi PLTGU, dan sebagai bahan bakar PLTG. Dominasi minyak bumi tersebut menunjukkan bahwa bauran energi nasional masih timpang atau dengan kata lain industri energi nasional belum berjalan optimal.
Salah satu faktor utama ketimpangan bauran energi tersebut adalah ditetapkannya harga energi yang belum sesuai dengan tingkat keekonomiannya, seperti BBM untuk konsumen sektor transportasi dan rumah tangga, gas bumi untuk pabrik pupuk, serta harga listrik untuk konsumen tertentu.
Selain subsidi harga energi tersebut, harga jual gas bumi dan batubara untuk keperluan domestik relatif lebih rendah dibanding dengan harga internasional, sehingga menyebabkan produsen gas bumi dan batubara cenderung mengekspor produksi mereka daripada dipasok untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Sementara itu, harga jual listrik yang menggunakan energi baru dan terbarukan pun ditetapkan masih jauh dari nilai ekonominya.
Disamping faktor tersebut, ketimpangan antara pasokan energi dengan kebutuhan energi nasional dapat menjadi kendala terutama atas konsumen di Jawa mengingat kebutuhan energi nasional mayoritas terdapat di Jawa, sementara ketersediaan sumberdaya energi berada di Kalimantan dan Sumatera. Oleh karena kondisi tersebut, sektor energi di Indonesia pada saat ini sedang berada ditengah-tengah perubahan struktural untuk menuju sistem yang lebih adil, efektif dan efisien. Kebijakan pemerintah untuk mengurangi sampai menghilangkan subsidi BBM akan mendorong pemanfaatan energi secara tidak terdistorsi. Diharapkan, pemakai energi (end user) akan lebih rasional dalam menentukan pilihan sumber energinya.
Listrik PLN akan menjadi alternatif sumber energi yang menarik bagi sektor-sektor industri, komersial dan rumah tangga karena relatif lebih mudah, murah dan dapat dimanfaatkan secara efisien. Dapat dikatakan bahwa permasalahan energi nasional tersebut juga akan berdampak pada sub-sektor ketenagalistrikan nasional pada umumnya dan sektor ketenagalistrikan Jawa-Bali pada khususnya.
Seperti diketahui bahwa penjualan PLN dalam 20 tahun terakhir telah tumbuh dari 11 TWh dengan sekitar 5 juta pelanggan pada tahun 1984 menjadi 108 TWh dengan sekitar 34,6 juta pelanggan pada tahun 2005 atau mengalami peningkatan penjualan hampir sebesar 10 kali lipat. Peningkatan ini didorong oleh program elektrifikasi yang intensif serta pertumbuhan ekonomi nasional.
Walaupun konsumsi listrik telah meningkat dengan tajam, namun sebenarnya konsumsi energi listrik per kapita masih sekitar 600 kWh jauh lebih rendah dibanding dengan negara tetangga seperti Malaysia. Lebih dari 75% terhadap total konsumsi listrik tersebut diperlukan oleh konsumen di Jawa-Bali. Mengingat rasio elektrifikasi nasional masih berada pada kisaran 55% dan konsumsi listrik per kapita yang masih rendah, maka pertumbuhan listrik nasional termasuk kebutuhan listrik di Jawa diperkirakan masih tumbuh rata-rata di atas 6% per tahun. Tingginya prakiraan kebutuhan listrik tersebut perlu diantisipasi melalui penambahan kapasitas pembangkit listrik sesuai dengan tingkat kondisi beban yang ada.
Namun seiring dengan meningkatnya permintaan tenaga listrik, penambahan kapasitas PLTU batubara di JAWA-BALI mungkin dapat terkendala oleh daya dukung lahan dan lingkungan termasuk ketersediaan prasarana sehingga diperlukan evaluasi mengenai kemampuan daya dukung lahan dan lingkungan dalam pengembangan PLTU batubara di JAWA-BALI di masa depan.
Dalam mengantisipasi penyediaan dan permintaan akan tenaga listrik tersebut PT PLN Persero bersama-sama dengan BPPT melakukan studi strategi penyediaan tenaga listrik jangka panjang untuk sistem Jawa-Bali dengan menggunakan Model MARKAL mengingat Model MARKAL merupakan Model Optimisasi yang berdasarkan fungsi obyektif biaya minimum (least-cost) sebagaimana Model Optimasi yang dimiliki dan digunakan oleh PLN selama ini.
Ruang Lingkup dalam seminar ini berkisar pada kebijakan Pemerintah dan action plan rencana kelistrikan di Indonesia, hasil studi supply-demand kelistrikan jangka panjang untuk jawa Bali, potensi lokasi pembangkit dan aspek lingkungan untuk pembangkit di Jawa dan Bali, Sosial ekonomi Pembangkit Listrik di Jawa-Bali, Status penguasaan Teknologi PLTN di Indonesia, Peluang dan Kendala Pembangkit Listrik Mulut Tambang untuk memasok kebutuhan listrik Jawa-Bali. Acara di tutup oleh Kepala Balai Besar Teknologi Energi M. A.M. Oktaufik.
Sumber: Balai Besar Teknologi Energi (B2TE)
Acara yang dihadiri oleh Deputi Direktur Perencanaan Sistem PT PLN Bambang Hermawanto juga menghadirkan pembicara antara lain: Kasubdit Penyiapan Program Energi dan Pengembangan Energi Dep.ESDM Benhur Tobing, Deputi Bidang Pengembangan Teknologi dan Energi Nuklir BATAN, Dirut PT Rekayasa Industri Triharyo Soesilo, Peneliti BPPT M.S Boedoyo, Cahyadi dan Sri Rudatin.
Deputi Bidang TIEM Marzan A. Iskandar dalam sambutannya mengatakan dengan berbagai peluang yang ada, penggunaan model energi jangka panjang akan sangat membantu mengarahkan tercapainya perencanaan yang tepat diantara berbagai alternatif serta ketidakpastian yang mungkin terjadi di masa depan.
Penggunaan model energi memudahkan kajian ini untuk dapat melakukan evaluasi terhadap beberapa masalah strategis secara terintegrasi seperti:
1. Pertumbuhan konsumsi energi listrik jangka panjang (20 tahun ke depan);
2. Ketersediaan dan harga energi primer di Jawa;
3. Daya dukung lingkungan pulau Jawa-Bali dalam menampung PLTU Batubara;
4. Pemanfaatan batubara kualitas rendah di Sumatera Selatan;
5. Pemanfaatan PLTN;
6. Pengembangan Sistem transmisi di masa depan;
7. Biaya produksi beserta kebutuhan bahan bakarnya dalam sistem yang multi area dan 8. Kemampuan pendanaan dan tarif listrik di masa depan.
Meskipun Indonesia memiliki berbagai potensi sumberdaya energi, namun bauran konsumsi energi tidak seimbang yang menunjukkan masih tingginya ketergantungan kepada minyak bumi pada saat kemampuan produksi minyak bumi dalam negeri semakin terbatas, sedangkan pemanfaatan non minyak bumi untuk keperluan pemenuhan permintaan energi nasional masih terbatas.
Konsumsi energi final nasional sejauh ini didominasi oleh Bahan Bakar Minyak (BBM) dan kebutuhan BBM cenderung meningkat karena harga yang murah (disubsidi), mudah diperoleh, praktis digunakan, dan sulit untuk disubstitusi oleh jenis energi final lainnya terutama pemanfaatan BBM untuk sektor transportasi.
Dengan alasan yang sama, pemanfaatan BBM juga berlangsung pada sektor pembangkit listrik terutama untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar PLTD yang tersebar di hampir seluruh pelosok tanah air di luar Jawa dan Sumatera. Adapun pemanfaatan BBM untuk pembangkit listrik di Jawa terutama untuk mengisi ketiadaan pasokan gas bumi pada 3 lokasi PLTGU, dan sebagai bahan bakar PLTG. Dominasi minyak bumi tersebut menunjukkan bahwa bauran energi nasional masih timpang atau dengan kata lain industri energi nasional belum berjalan optimal.
Salah satu faktor utama ketimpangan bauran energi tersebut adalah ditetapkannya harga energi yang belum sesuai dengan tingkat keekonomiannya, seperti BBM untuk konsumen sektor transportasi dan rumah tangga, gas bumi untuk pabrik pupuk, serta harga listrik untuk konsumen tertentu.
Selain subsidi harga energi tersebut, harga jual gas bumi dan batubara untuk keperluan domestik relatif lebih rendah dibanding dengan harga internasional, sehingga menyebabkan produsen gas bumi dan batubara cenderung mengekspor produksi mereka daripada dipasok untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Sementara itu, harga jual listrik yang menggunakan energi baru dan terbarukan pun ditetapkan masih jauh dari nilai ekonominya.
Disamping faktor tersebut, ketimpangan antara pasokan energi dengan kebutuhan energi nasional dapat menjadi kendala terutama atas konsumen di Jawa mengingat kebutuhan energi nasional mayoritas terdapat di Jawa, sementara ketersediaan sumberdaya energi berada di Kalimantan dan Sumatera. Oleh karena kondisi tersebut, sektor energi di Indonesia pada saat ini sedang berada ditengah-tengah perubahan struktural untuk menuju sistem yang lebih adil, efektif dan efisien. Kebijakan pemerintah untuk mengurangi sampai menghilangkan subsidi BBM akan mendorong pemanfaatan energi secara tidak terdistorsi. Diharapkan, pemakai energi (end user) akan lebih rasional dalam menentukan pilihan sumber energinya.
Listrik PLN akan menjadi alternatif sumber energi yang menarik bagi sektor-sektor industri, komersial dan rumah tangga karena relatif lebih mudah, murah dan dapat dimanfaatkan secara efisien. Dapat dikatakan bahwa permasalahan energi nasional tersebut juga akan berdampak pada sub-sektor ketenagalistrikan nasional pada umumnya dan sektor ketenagalistrikan Jawa-Bali pada khususnya.
Seperti diketahui bahwa penjualan PLN dalam 20 tahun terakhir telah tumbuh dari 11 TWh dengan sekitar 5 juta pelanggan pada tahun 1984 menjadi 108 TWh dengan sekitar 34,6 juta pelanggan pada tahun 2005 atau mengalami peningkatan penjualan hampir sebesar 10 kali lipat. Peningkatan ini didorong oleh program elektrifikasi yang intensif serta pertumbuhan ekonomi nasional.
Walaupun konsumsi listrik telah meningkat dengan tajam, namun sebenarnya konsumsi energi listrik per kapita masih sekitar 600 kWh jauh lebih rendah dibanding dengan negara tetangga seperti Malaysia. Lebih dari 75% terhadap total konsumsi listrik tersebut diperlukan oleh konsumen di Jawa-Bali. Mengingat rasio elektrifikasi nasional masih berada pada kisaran 55% dan konsumsi listrik per kapita yang masih rendah, maka pertumbuhan listrik nasional termasuk kebutuhan listrik di Jawa diperkirakan masih tumbuh rata-rata di atas 6% per tahun. Tingginya prakiraan kebutuhan listrik tersebut perlu diantisipasi melalui penambahan kapasitas pembangkit listrik sesuai dengan tingkat kondisi beban yang ada.
Namun seiring dengan meningkatnya permintaan tenaga listrik, penambahan kapasitas PLTU batubara di JAWA-BALI mungkin dapat terkendala oleh daya dukung lahan dan lingkungan termasuk ketersediaan prasarana sehingga diperlukan evaluasi mengenai kemampuan daya dukung lahan dan lingkungan dalam pengembangan PLTU batubara di JAWA-BALI di masa depan.
Dalam mengantisipasi penyediaan dan permintaan akan tenaga listrik tersebut PT PLN Persero bersama-sama dengan BPPT melakukan studi strategi penyediaan tenaga listrik jangka panjang untuk sistem Jawa-Bali dengan menggunakan Model MARKAL mengingat Model MARKAL merupakan Model Optimisasi yang berdasarkan fungsi obyektif biaya minimum (least-cost) sebagaimana Model Optimasi yang dimiliki dan digunakan oleh PLN selama ini.
Ruang Lingkup dalam seminar ini berkisar pada kebijakan Pemerintah dan action plan rencana kelistrikan di Indonesia, hasil studi supply-demand kelistrikan jangka panjang untuk jawa Bali, potensi lokasi pembangkit dan aspek lingkungan untuk pembangkit di Jawa dan Bali, Sosial ekonomi Pembangkit Listrik di Jawa-Bali, Status penguasaan Teknologi PLTN di Indonesia, Peluang dan Kendala Pembangkit Listrik Mulut Tambang untuk memasok kebutuhan listrik Jawa-Bali. Acara di tutup oleh Kepala Balai Besar Teknologi Energi M. A.M. Oktaufik.
Sumber: Balai Besar Teknologi Energi (B2TE)
Prospek Penggunaan Transmisi HVDC dengan Kabel Laut di Indonesia
Pendahuluan
Pusat-pusat pembangkit tenaga listrik terutama yang menggunakan tenaga air, biasanya terletak jauh dari pusat-pusat beban. Dengan demikian, tenaga listrik yang telah dibangkitkan harus disalurkan melalui saluran-saluran transmisi. Saluran-saluran ini membawa tenaga listrik dari pusat pembangkit ke pusat-pusat beban baik langsung maupun melalui gardu-gardu induk dan gardu-gardu rele. Saluran transmisi yang dapat digunakan adalah saluran udara atau saluran bawah tanah. Menurut jenis arus yang dapat dibangkitkan yaitu sistem arus bolak balik (AC atau alternating current) dan sistem arus searah (DC atau direct current).
Dengan memperhatikan kondisi negara Indonesia, luas wilayahnya sebagian besar adalah lautan. Lautan ini bukanlah suatu pemisah antara pulau yang satu dengan pulau lainnya, melainkan pulau dipandang sebagai penghubung antar pulau. Bertitik tolak dari uraian tersebut, maka seyogyanya para ahli perencanaan penyediaaan tenaga listrik di negera ini turut menyikapi akan penyatuan sistem ketenagalistrikan, dengan menerapkan transmisi dengan menggunakan kabel bawah laut. Penyaluran tenaga listrik dengan sistem arus searah baru dianggap ekonomis bila panjang saluran udara lebih dari 640 km atau saluran bawah tanah lebih panjang dari 50 km.
Kabel Tenaga dan Sistem Transmisi HVDC
Untuk penyaluran tenaga listrik di bawah tanah digunakan kabel tenaga (power cable). Jenis kabel tenaga dapat diklasifikasikan atas :
a. Kelompok menurut kulit pelindungnya (armor)
b. Kelompok menurut konstruksinya
c. Kelompok menurut penggunaan, misalnya kabel saluran, kabel laut (submarine), kabel corong utama, kabel udara, dan kabel taruh.
Kabel taruh yang dimaksud adalah cara menaruh kabel yang meliputi :
• Cara menaruh langsung (direct laying)
• Sistem pita (duct line)
• Sistem terusan tertutup
Saluran transmisi dapat dikategorikan atas saluran udara (overhead line) dan saluran bawah tanah (under ground).
• Saluran Udara
Sebagaimana telah disebutkan bahwa pusat pembangkit umumnya jauh dari pusat-pusat beban. Apabila dimisalkan dibangun tidak persis di tepi pantai, yang mungkin di tengah hutan atau di kaki gunung dimana sumber energi itu berada, maka dengan demikian tetap dibutuhkan saluran udara yang selanjutnya dihubungkan dengan kabel laut.
Adapun sifat-sifat kawat logam adalah :
• Kawat tembaga tarik yang dipakai pada saluran transmisi karena konduktivitasnya tinggi, meskipun kuat tariknya tidak cukup untuk instalasi tertentu. Dibandingkan dengan kawat tembaga tarik, konduktivitas kawat Aluminium Cable Steel Reinforced (ACSR) lebih rendah, meskipun kekuatan mekanisnya lebih tinggi.
• Kawat tembaga campuran (alloy), konduktivitasnya lebih rendah dari kawat tembaga tarik, tetapi mempunyai kekuatan tarik yang lebih tinggi.
• Kawat aluminium campuran (alloy), mempunyai kekuatan mekanis yang lebih tiggi dari aluminium murni sehingga dipakai untuk gawang (span) yang lebih besar.
• Kawat baja berlapis tembaga mempunyai kekutan mekanis yang besar, dan biasanya dipakai untuk gawang yang besar atau sebagai kawat tanah.
• Kawat baja berlapis aluminium mempunyai kekuatan mekanis yang besar, tetapi konduktivitasnya lebih kecil dibanding dengan yang berlapis tembaga meskipn ia lebih ringan.
• Saluran Bawah Laut
Kabel yang digunakan untuk transmisi HVDC pada umumnya mempunyai sifat yang sama dengan kabel tanah, namun dengan konstruksi yang berbeda.
Sebagai penghantar biasanya digunakan kawat tembaga berlilit (annealed stranded), dan sebagai kulit pelindung digunakan pita baja yang dapat ditaruh di dasar laut.
Survei Jalur dan Penetapan Panjang Kabel
Survei ini bertujuan untuk mendapatkan data-data kondisi laut dan jalur kabel yang sesuai. Lintasan yang dilalui kabel diusahakan yang pendek dan lurus, dasar laut tanpa lembah dan laut yang tidak terlalu dalam. Survei jalur kabel meliputi:
• Karakteristik permukaan dasar laut
• Kedalaman laut
• Pergerakan arus
• Arus pasang surut
• Pergeseran pasir dasar laut
• Data pendukung
Perbedaan antara panjang aktual dan panjang yang direncanakan disebut "panjang kabel slack".
Perbandingan Kapasitas Transmisi Daya pada Tegangan Tinggi DC dan AC
Apabila ada dua saluran transmisi yang dapat dibandingkan, satu adalah saluran transmisi ac dan yang lainnya adalah saluran transmisi dc. Dianggap bahwa isolator-isolator ac dan dc menahan tegangan puncak ke tanah yang sama sehingga tegangan Vd sama dengan 2 kali tegangan rms ac. Karena itu, serta data teknik lainnya sama, dapat dilihat bahwa daya dc perkonduktor adalah :
P(dc) = Vd.Id W/kond. ......................(1)
dan daya ac perkonduktor adalah :
P(ac) = VLN.IL.Cos W/kond. ..........(2)
Karena itu, rasio dari daya dc perkondukor terhadap daya ac perkonduktor (fasa), dapat dinyatakan sebagai :
........(3)
Jika Cos j = 0,945 maka :
W/kond...(4)
Selanjutnya kapasitas transmisi daya total saluran ac dan dc adalah :
Pdc = 2 Pdc W ..................................(5)
Pac = 3 Pac W..................................(6)
Karena itu rasionya dapat dituliskan :
.................................(7)
Jadi, dari studi memperlihatkan bahwa dari suatu saluran dc umumnya biasanya sekitar 33 % lebih kecil dari suatu saluran ac untuk kapasitas yang sama. Selanjutnya jika suatu saluran dc dua kutub dibandingkan dengan saluran ac 3 phasa rangkaian ganda, biaya saluran dc sekitar 45 % lebih kecil dari saluran ac. Biasanya keuntungan biaya saluran dc meningkat pada tegangan tinggi. Rugi daya karena gejala korona lebih kecil pada saluran dc dibanding saluran ac.
Daya reaktif yang dihasilkan dan diserap oleh suatu saluran transmisi ac tegangan tinggi dapat dinyatakan sebagai :
VAR/unit panjang...(8)
dan QL=XLI2=wL.I2VAR/unit panjang...(9)
Jika daya reaktif yang dibangkitkan dan diserap oleh saluran, sama
Qr=QL atau WC.V2=WL.I2 .............(10)
Terlihat bahwa pembebanan impedansi surja (beban alami) adalah merupakan fungsi dari tegangan, induktansi dan kapasitansi saluran tidak merupakan fungsi dari panjang saluran. Bagaimanapun, converter-converter pada kedua ujung saluran membutuhkan daya reaktif dari sistem ac. Kabel-kabel tanah yang digunakan untuk transmisi ac dapat juga digunakan untuk dc dan biasanya dapat menyalurkan daya dc yang lebih besar dari ac. Hal ini disebabkan karena tidak adanya arus pemuatan kapasitif dan pemanfaatan isolasi yang lebih baik serta pemakaian bahan dielektrik lebih sedikit.
Pekerjaan Instalasi Kabel Laut
Gaya tarik peletakan kabel ditentukan oleh kecepatan saat peletakan, berat kabel, gaya pecah dan arus pasang. Gaya tarik kabel (Ts) dapat diketahui dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :
Ts = wh + To .................................(11)
Selama kabel diletakkan, "To" dikontrol pada nilai 500 - 1000 kg.
Beberapa jenis pekerjaan pada saat peletakan kabel meliputi :
1. Pemilihan vessel peletakan kabel, ditarik oleh beberapa tug boat.
2. Pekerjaan persiapan peletakan kabel
3. Penempatan kabel laut
4. Proteksi kabel laut
Ada beberapa penyebab kerusakan kabel laut, di antaranya oleh peralatan pancing, jangkar kapal, gigitan ikan, gesekan sirip ikan, dan lain-lain. Oleh karena itu kabel laut harus diproteksi terhadap kemungkinan terjadinya gangguan seperti yang disebutkan di atas. Ada beberapa cara yang telah dilakukan memproteksi ganggguan, di antaranya adalah :
a. Menimbun kabel laut di dasar laut, kedalaman penimbunan tergantung panjang mata peralatan pancing atau mata jangkar, biasanya (20 - 150)cm.
b. Proteksi dengan rantai pelindung atau jaring pelindung yang diikat pada kabel.
Pemilihan jalur yang tepat atau dengan pemberian tanda yang menyolok pada jalur lintasan kabel sangat membantu untuk menghindari kerusakan kabel oleh peralatan pancing dan jangkar kapal.
Analisis dan Pembahasan
Kemungkinan penggunaan transmisi HVDC kabel laut di Indonesia adalah yang melintasi selat Sunda, yang diambil dari interkoneksi jaringan listrik Jawa-Bali dan Sumatera. Bukit Asam adalah pusat tambang batu bara di Sumatera. Jaraknya sekitar 170 km dari Palembang, 350 km dari selat Sunda dan sekitar 450 km dari Jakarta. Berdasarkan data dari Departemen Pertambangan, diperoleh cadangan batu bara lebih dari 150 juta ton, sekitar 37 juta ton yang berada di permukaan (open pit mining) dan sekitar 117 juta ton dengan pertambangan di bawah permukaan tanah (underground mining).
Jarak antara pulau Sumatera dengan Jawa barat sangat dekat, hanya dibatasi oleh selat Sunda saja. Penggunaan kabel laut sekitar 30 km hingga 35 km tidak terlalu bermasalah. Katapang di Sumatera yang merupakan daerah perikanan cukup ideal tempat pengiriman daya listrik melalui kabel laut ke Merak Jawa barat dengan jarak sekitar 35 km.
Berdasarkan energi balance ternyata diperoleh bahwa lebih dari 50 % penggunaan energi di seluruh Jawa digunakan di Jawa barat, dan permintaan akan energi listrik meningkat terus seiring dengan pertumbuhan industri-industri baru.
Transmisi HVDC terdiri dari :
• Stasiun converter dipasang pada pusat pengirim di Bukit Asam
• Stasiun inverter dipasang pada sisi penerima akhir di Merak Jawa barat.
• Saluran transmisi udara sepanjang 360 km antara Bukit Asam dengan Katapang ujung Sumatera dengan arus searah (DC)
• Saluran kabel bawah laut menyeberangi selat Sunda antara Katapang dengan Merak sejauh 35 km.
Di samping itu beberapa lokasi lain di Indonesia yang memungkinkan untuk menggunakan transmisi HVDC dengan kabel laut antara lain :
• Palembang - Jakarta
• Banyumas - Gilimanuk
• Jawa Timur - Madura
• Bukit Asam - Katapang - Merak
• Bukit Asam - Katapang - Batam - Singapura
• Pulau Kalimantan - pulau Sulawesi
Pertimbangan Penggunaan Transmisi HVDC
Sebagaimana telah dijelaskan sebelumnya bahwa dengan pertimbangan sumber energi di Bukit Asam, beban-beban di Jawa Barat serta jarak antara kedua daerah tersebut dan beberapa keadaan yang menguntungkan yang telah diterapkannya transmisis HVDC. Di beberapa negara seperti di Cross - Channel, Konti - Skandinavia, New Zealand (250kV) serta Sardinia - Italia Mainland (200 kV), dan lain-lain, maka kemungkinan besar HVDC ini bisa diterapkan antara Bukit Asam dengan Merak, dan beberapa daerah di Indonesia.
Pemilihan tegangan transmisi dapat dibuat dengan melihat pertimbangan-pertimbangan sebagai berikut :
• Total daya yang dikirim
• Karakteristik dari sistem transmisi
• Tegangan tertinggi yang direkomendasikan untuk kabel laut.
Keuntungan-keuntungan Utama Transmisi DC
1. Jika biaya yang besar untuk stasiun-stasiun converter tidak diperhitungkan, saluran-saluran udara dan kabel dc lebih murah dari pada saluran-saluran udara dan kabel-kabel ac. Jarak impas keduanya adalah sekitar 500 mil untuk saluran udara, (15 - 30 ) mil untuk kabel bawah laut, (30 - 60) mil untuk kabel bawah tanah.
2. Kondisi rugi corona dan radio interferensi lebih baik pada saluran dc dibandingkan saluran ac.
3. Faktor daya saluran dc selalu sama dengan satu (1), dan karenanya tidak dibutuhkan konpensasi daya reaktif.
4. Karena tidak dibutuhkan operasi sinkron, maka panjang saluran tidak dibatasi oleh stabilitas, demikian juga daya dapat dikirim dengan kabel sampai pada jarak yang sangat jauh.
5. Rugi saluran dc lebih kecil daripada saluran ac untuk saluran yang sebanding.
Kerugian-kerugian Utama Transmisi DC
1. Converter menimbulkan arus dan tegangan harmonisa pada kedua sisi ac dan dc, karena itu dibutuhkan filter.
2. Converter menkomsumsi daya reaktif
3. Stasiun-stasiun converter masih relatif mahal
4. Circuit Breaker (CB) dc mempunyai kerugian-kerugian dibanding CB ac, sebab arus dc tidak menurun ke titik 0 dua kali setiap siklus seperti pada arus ac.
5. Tidak mudah menyadap daya pada titik sepanjang saluran dc, sehingga biasanya merupakan sistem poit to point yang menghubungkan suatu stasiun pembangkit besar ke suatu pusat konsumen daya yang besar, atau interkoneksi dua sistem ac yang terpisah.
Kesimpulan
Dari uraian sebelumnya maka dapat ditarik kesimpulan bahwa berdasarkan kondisi geografis negara Indonesia yang terdiri atas pulau-pulau, memungkinkan diterapkan transmisi dc dengan kabel laut. Hal ini diperkuat dengan suatu pertimbangan dari keuntungan-keuntungan yang dapat diperoleh dengan menggunakan sistem transmisi dc.
Referensi
1. Gonen, Turan, " electric Power Transmission System Engineering", John Wiley and Sons, California 1976.
2. Gonen, Turan,"Electric Power Distribution System Engineering", University of Missouri at Columbia, McGraw-Hill Book Company, New York - St. Louis - San Francisco - Auckland - Bogota - Hamburg - Johannesburg - London - Madrid - Mexico Montreal - New Delhi - Panama - Paris - Sao Paulo - Singapore - Sydney -Tokyo - Toronto, 1986.
3. Mohamed E. El - Hawary, "Electrical Power System, Design and Analysis", Technical University of Nova Scotia, The Institute of Electrical and Electronic Engineers, Inc., New York1983.
4. Kadir, A, "Energi sumber Inovasi, Tenaga Listrik dan Potensi Ekonomi, Edisi Kedua, Universitas Indonesia Press, 19955 Jakarta.
5. Technology Transfer Institute - EPDC International - PLN Pusat, " Technical Forum on Direct Current Transmission", Jakarta 18 - 19 Oktober 1976.
Pusat-pusat pembangkit tenaga listrik terutama yang menggunakan tenaga air, biasanya terletak jauh dari pusat-pusat beban. Dengan demikian, tenaga listrik yang telah dibangkitkan harus disalurkan melalui saluran-saluran transmisi. Saluran-saluran ini membawa tenaga listrik dari pusat pembangkit ke pusat-pusat beban baik langsung maupun melalui gardu-gardu induk dan gardu-gardu rele. Saluran transmisi yang dapat digunakan adalah saluran udara atau saluran bawah tanah. Menurut jenis arus yang dapat dibangkitkan yaitu sistem arus bolak balik (AC atau alternating current) dan sistem arus searah (DC atau direct current).
Dengan memperhatikan kondisi negara Indonesia, luas wilayahnya sebagian besar adalah lautan. Lautan ini bukanlah suatu pemisah antara pulau yang satu dengan pulau lainnya, melainkan pulau dipandang sebagai penghubung antar pulau. Bertitik tolak dari uraian tersebut, maka seyogyanya para ahli perencanaan penyediaaan tenaga listrik di negera ini turut menyikapi akan penyatuan sistem ketenagalistrikan, dengan menerapkan transmisi dengan menggunakan kabel bawah laut. Penyaluran tenaga listrik dengan sistem arus searah baru dianggap ekonomis bila panjang saluran udara lebih dari 640 km atau saluran bawah tanah lebih panjang dari 50 km.
Kabel Tenaga dan Sistem Transmisi HVDC
Untuk penyaluran tenaga listrik di bawah tanah digunakan kabel tenaga (power cable). Jenis kabel tenaga dapat diklasifikasikan atas :
a. Kelompok menurut kulit pelindungnya (armor)
b. Kelompok menurut konstruksinya
c. Kelompok menurut penggunaan, misalnya kabel saluran, kabel laut (submarine), kabel corong utama, kabel udara, dan kabel taruh.
Kabel taruh yang dimaksud adalah cara menaruh kabel yang meliputi :
• Cara menaruh langsung (direct laying)
• Sistem pita (duct line)
• Sistem terusan tertutup
Saluran transmisi dapat dikategorikan atas saluran udara (overhead line) dan saluran bawah tanah (under ground).
• Saluran Udara
Sebagaimana telah disebutkan bahwa pusat pembangkit umumnya jauh dari pusat-pusat beban. Apabila dimisalkan dibangun tidak persis di tepi pantai, yang mungkin di tengah hutan atau di kaki gunung dimana sumber energi itu berada, maka dengan demikian tetap dibutuhkan saluran udara yang selanjutnya dihubungkan dengan kabel laut.
Adapun sifat-sifat kawat logam adalah :
• Kawat tembaga tarik yang dipakai pada saluran transmisi karena konduktivitasnya tinggi, meskipun kuat tariknya tidak cukup untuk instalasi tertentu. Dibandingkan dengan kawat tembaga tarik, konduktivitas kawat Aluminium Cable Steel Reinforced (ACSR) lebih rendah, meskipun kekuatan mekanisnya lebih tinggi.
• Kawat tembaga campuran (alloy), konduktivitasnya lebih rendah dari kawat tembaga tarik, tetapi mempunyai kekuatan tarik yang lebih tinggi.
• Kawat aluminium campuran (alloy), mempunyai kekuatan mekanis yang lebih tiggi dari aluminium murni sehingga dipakai untuk gawang (span) yang lebih besar.
• Kawat baja berlapis tembaga mempunyai kekutan mekanis yang besar, dan biasanya dipakai untuk gawang yang besar atau sebagai kawat tanah.
• Kawat baja berlapis aluminium mempunyai kekuatan mekanis yang besar, tetapi konduktivitasnya lebih kecil dibanding dengan yang berlapis tembaga meskipn ia lebih ringan.
• Saluran Bawah Laut
Kabel yang digunakan untuk transmisi HVDC pada umumnya mempunyai sifat yang sama dengan kabel tanah, namun dengan konstruksi yang berbeda.
Sebagai penghantar biasanya digunakan kawat tembaga berlilit (annealed stranded), dan sebagai kulit pelindung digunakan pita baja yang dapat ditaruh di dasar laut.
Survei Jalur dan Penetapan Panjang Kabel
Survei ini bertujuan untuk mendapatkan data-data kondisi laut dan jalur kabel yang sesuai. Lintasan yang dilalui kabel diusahakan yang pendek dan lurus, dasar laut tanpa lembah dan laut yang tidak terlalu dalam. Survei jalur kabel meliputi:
• Karakteristik permukaan dasar laut
• Kedalaman laut
• Pergerakan arus
• Arus pasang surut
• Pergeseran pasir dasar laut
• Data pendukung
Perbedaan antara panjang aktual dan panjang yang direncanakan disebut "panjang kabel slack".
Perbandingan Kapasitas Transmisi Daya pada Tegangan Tinggi DC dan AC
Apabila ada dua saluran transmisi yang dapat dibandingkan, satu adalah saluran transmisi ac dan yang lainnya adalah saluran transmisi dc. Dianggap bahwa isolator-isolator ac dan dc menahan tegangan puncak ke tanah yang sama sehingga tegangan Vd sama dengan 2 kali tegangan rms ac. Karena itu, serta data teknik lainnya sama, dapat dilihat bahwa daya dc perkonduktor adalah :
P(dc) = Vd.Id W/kond. ......................(1)
dan daya ac perkonduktor adalah :
P(ac) = VLN.IL.Cos W/kond. ..........(2)
Karena itu, rasio dari daya dc perkondukor terhadap daya ac perkonduktor (fasa), dapat dinyatakan sebagai :
........(3)
Jika Cos j = 0,945 maka :
W/kond...(4)
Selanjutnya kapasitas transmisi daya total saluran ac dan dc adalah :
Pdc = 2 Pdc W ..................................(5)
Pac = 3 Pac W..................................(6)
Karena itu rasionya dapat dituliskan :
.................................(7)
Jadi, dari studi memperlihatkan bahwa dari suatu saluran dc umumnya biasanya sekitar 33 % lebih kecil dari suatu saluran ac untuk kapasitas yang sama. Selanjutnya jika suatu saluran dc dua kutub dibandingkan dengan saluran ac 3 phasa rangkaian ganda, biaya saluran dc sekitar 45 % lebih kecil dari saluran ac. Biasanya keuntungan biaya saluran dc meningkat pada tegangan tinggi. Rugi daya karena gejala korona lebih kecil pada saluran dc dibanding saluran ac.
Daya reaktif yang dihasilkan dan diserap oleh suatu saluran transmisi ac tegangan tinggi dapat dinyatakan sebagai :
VAR/unit panjang...(8)
dan QL=XLI2=wL.I2VAR/unit panjang...(9)
Jika daya reaktif yang dibangkitkan dan diserap oleh saluran, sama
Qr=QL atau WC.V2=WL.I2 .............(10)
Terlihat bahwa pembebanan impedansi surja (beban alami) adalah merupakan fungsi dari tegangan, induktansi dan kapasitansi saluran tidak merupakan fungsi dari panjang saluran. Bagaimanapun, converter-converter pada kedua ujung saluran membutuhkan daya reaktif dari sistem ac. Kabel-kabel tanah yang digunakan untuk transmisi ac dapat juga digunakan untuk dc dan biasanya dapat menyalurkan daya dc yang lebih besar dari ac. Hal ini disebabkan karena tidak adanya arus pemuatan kapasitif dan pemanfaatan isolasi yang lebih baik serta pemakaian bahan dielektrik lebih sedikit.
Pekerjaan Instalasi Kabel Laut
Gaya tarik peletakan kabel ditentukan oleh kecepatan saat peletakan, berat kabel, gaya pecah dan arus pasang. Gaya tarik kabel (Ts) dapat diketahui dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :
Ts = wh + To .................................(11)
Selama kabel diletakkan, "To" dikontrol pada nilai 500 - 1000 kg.
Beberapa jenis pekerjaan pada saat peletakan kabel meliputi :
1. Pemilihan vessel peletakan kabel, ditarik oleh beberapa tug boat.
2. Pekerjaan persiapan peletakan kabel
3. Penempatan kabel laut
4. Proteksi kabel laut
Ada beberapa penyebab kerusakan kabel laut, di antaranya oleh peralatan pancing, jangkar kapal, gigitan ikan, gesekan sirip ikan, dan lain-lain. Oleh karena itu kabel laut harus diproteksi terhadap kemungkinan terjadinya gangguan seperti yang disebutkan di atas. Ada beberapa cara yang telah dilakukan memproteksi ganggguan, di antaranya adalah :
a. Menimbun kabel laut di dasar laut, kedalaman penimbunan tergantung panjang mata peralatan pancing atau mata jangkar, biasanya (20 - 150)cm.
b. Proteksi dengan rantai pelindung atau jaring pelindung yang diikat pada kabel.
Pemilihan jalur yang tepat atau dengan pemberian tanda yang menyolok pada jalur lintasan kabel sangat membantu untuk menghindari kerusakan kabel oleh peralatan pancing dan jangkar kapal.
Analisis dan Pembahasan
Kemungkinan penggunaan transmisi HVDC kabel laut di Indonesia adalah yang melintasi selat Sunda, yang diambil dari interkoneksi jaringan listrik Jawa-Bali dan Sumatera. Bukit Asam adalah pusat tambang batu bara di Sumatera. Jaraknya sekitar 170 km dari Palembang, 350 km dari selat Sunda dan sekitar 450 km dari Jakarta. Berdasarkan data dari Departemen Pertambangan, diperoleh cadangan batu bara lebih dari 150 juta ton, sekitar 37 juta ton yang berada di permukaan (open pit mining) dan sekitar 117 juta ton dengan pertambangan di bawah permukaan tanah (underground mining).
Jarak antara pulau Sumatera dengan Jawa barat sangat dekat, hanya dibatasi oleh selat Sunda saja. Penggunaan kabel laut sekitar 30 km hingga 35 km tidak terlalu bermasalah. Katapang di Sumatera yang merupakan daerah perikanan cukup ideal tempat pengiriman daya listrik melalui kabel laut ke Merak Jawa barat dengan jarak sekitar 35 km.
Berdasarkan energi balance ternyata diperoleh bahwa lebih dari 50 % penggunaan energi di seluruh Jawa digunakan di Jawa barat, dan permintaan akan energi listrik meningkat terus seiring dengan pertumbuhan industri-industri baru.
Transmisi HVDC terdiri dari :
• Stasiun converter dipasang pada pusat pengirim di Bukit Asam
• Stasiun inverter dipasang pada sisi penerima akhir di Merak Jawa barat.
• Saluran transmisi udara sepanjang 360 km antara Bukit Asam dengan Katapang ujung Sumatera dengan arus searah (DC)
• Saluran kabel bawah laut menyeberangi selat Sunda antara Katapang dengan Merak sejauh 35 km.
Di samping itu beberapa lokasi lain di Indonesia yang memungkinkan untuk menggunakan transmisi HVDC dengan kabel laut antara lain :
• Palembang - Jakarta
• Banyumas - Gilimanuk
• Jawa Timur - Madura
• Bukit Asam - Katapang - Merak
• Bukit Asam - Katapang - Batam - Singapura
• Pulau Kalimantan - pulau Sulawesi
Pertimbangan Penggunaan Transmisi HVDC
Sebagaimana telah dijelaskan sebelumnya bahwa dengan pertimbangan sumber energi di Bukit Asam, beban-beban di Jawa Barat serta jarak antara kedua daerah tersebut dan beberapa keadaan yang menguntungkan yang telah diterapkannya transmisis HVDC. Di beberapa negara seperti di Cross - Channel, Konti - Skandinavia, New Zealand (250kV) serta Sardinia - Italia Mainland (200 kV), dan lain-lain, maka kemungkinan besar HVDC ini bisa diterapkan antara Bukit Asam dengan Merak, dan beberapa daerah di Indonesia.
Pemilihan tegangan transmisi dapat dibuat dengan melihat pertimbangan-pertimbangan sebagai berikut :
• Total daya yang dikirim
• Karakteristik dari sistem transmisi
• Tegangan tertinggi yang direkomendasikan untuk kabel laut.
Keuntungan-keuntungan Utama Transmisi DC
1. Jika biaya yang besar untuk stasiun-stasiun converter tidak diperhitungkan, saluran-saluran udara dan kabel dc lebih murah dari pada saluran-saluran udara dan kabel-kabel ac. Jarak impas keduanya adalah sekitar 500 mil untuk saluran udara, (15 - 30 ) mil untuk kabel bawah laut, (30 - 60) mil untuk kabel bawah tanah.
2. Kondisi rugi corona dan radio interferensi lebih baik pada saluran dc dibandingkan saluran ac.
3. Faktor daya saluran dc selalu sama dengan satu (1), dan karenanya tidak dibutuhkan konpensasi daya reaktif.
4. Karena tidak dibutuhkan operasi sinkron, maka panjang saluran tidak dibatasi oleh stabilitas, demikian juga daya dapat dikirim dengan kabel sampai pada jarak yang sangat jauh.
5. Rugi saluran dc lebih kecil daripada saluran ac untuk saluran yang sebanding.
Kerugian-kerugian Utama Transmisi DC
1. Converter menimbulkan arus dan tegangan harmonisa pada kedua sisi ac dan dc, karena itu dibutuhkan filter.
2. Converter menkomsumsi daya reaktif
3. Stasiun-stasiun converter masih relatif mahal
4. Circuit Breaker (CB) dc mempunyai kerugian-kerugian dibanding CB ac, sebab arus dc tidak menurun ke titik 0 dua kali setiap siklus seperti pada arus ac.
5. Tidak mudah menyadap daya pada titik sepanjang saluran dc, sehingga biasanya merupakan sistem poit to point yang menghubungkan suatu stasiun pembangkit besar ke suatu pusat konsumen daya yang besar, atau interkoneksi dua sistem ac yang terpisah.
Kesimpulan
Dari uraian sebelumnya maka dapat ditarik kesimpulan bahwa berdasarkan kondisi geografis negara Indonesia yang terdiri atas pulau-pulau, memungkinkan diterapkan transmisi dc dengan kabel laut. Hal ini diperkuat dengan suatu pertimbangan dari keuntungan-keuntungan yang dapat diperoleh dengan menggunakan sistem transmisi dc.
Referensi
1. Gonen, Turan, " electric Power Transmission System Engineering", John Wiley and Sons, California 1976.
2. Gonen, Turan,"Electric Power Distribution System Engineering", University of Missouri at Columbia, McGraw-Hill Book Company, New York - St. Louis - San Francisco - Auckland - Bogota - Hamburg - Johannesburg - London - Madrid - Mexico Montreal - New Delhi - Panama - Paris - Sao Paulo - Singapore - Sydney -Tokyo - Toronto, 1986.
3. Mohamed E. El - Hawary, "Electrical Power System, Design and Analysis", Technical University of Nova Scotia, The Institute of Electrical and Electronic Engineers, Inc., New York1983.
4. Kadir, A, "Energi sumber Inovasi, Tenaga Listrik dan Potensi Ekonomi, Edisi Kedua, Universitas Indonesia Press, 19955 Jakarta.
5. Technology Transfer Institute - EPDC International - PLN Pusat, " Technical Forum on Direct Current Transmission", Jakarta 18 - 19 Oktober 1976.
Sunday, November 9, 2008
Klasifikasi Mesin Listrik
Pada umumnya mesin listrik dapat dibagi menjadi dua bagian, yaitu mesin listrik statis dan mesin listrik dinamis.
Mesin listrik statis adalah transformator, alat untuk mentransfer energi listrik dari sisi primer ke sekunder dengan perubahan tegangan pada frekuensi yang sama.
Mesin listrik dinamis terdiri atas motor listrik dan generator. Motor listrik merupakan alat untuk mengubah energi listrik menjadi energi mekanik putaran. Generator merupakan alat untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Anatomi keseluruhan mesin listrik tampak pada gambar dibawah ini.
Mesin listrik statis adalah transformator, alat untuk mentransfer energi listrik dari sisi primer ke sekunder dengan perubahan tegangan pada frekuensi yang sama.
Mesin listrik dinamis terdiri atas motor listrik dan generator. Motor listrik merupakan alat untuk mengubah energi listrik menjadi energi mekanik putaran. Generator merupakan alat untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Anatomi keseluruhan mesin listrik tampak pada gambar dibawah ini.
Energi Surya dan Prospek Pengembangannya di Indonesia
Energi mempunyai peranan penting dalam pencapaian tujuan sosial, ekonomi, dan lingkungan untuk pembangunan berkelanjutan, serta merupakan pendukung bagi kegiatan ekonomi nasional. Penggunaan energi di Indonesia meningkat pesat sejalan dengan pertumbuhan ekonomi dan pertambahan penduduk. Sedangkan, akses ke energi yang andal dan terjangkau merupakan pra-syarat utama untuk meningkatkan standar hidup masyarakat.
Untuk memenuhi kebutuhan energi yang terus meningkat tersebut, dikembangkan berbagai energi alternatif, di antaranya energi terbarukan. Potensi energi terbarukan, seperti: biomassa, panas bumi, energi surya, energi air, energi angin dan energi samudera, sampai saat ini belum banyak dimanfaatkan, padahal potensi energi terbarukan di Indonesia sangatlah besar.
Energi surya merupakan salah satu energi yang sedang giat dikembangkan saat ini oleh Pemerintah Indonesia karena sebagai negara tropis, Indonesia mempunyai potensi energi surya yang cukup besar. Berdasarkan data penyinaran matahari yang dihimpun dari 18 lokasi di Indonesia, radiasi surya di Indonesia dapat diklasifikasikan berturut-turut sebagai berikut: untuk kawasan barat dan timur Indonesia dengan distribusi penyinaran di Kawasan Barat Indonesia (KBI) sekitar 4,5 kWh/m 2 /hari dengan variasi bulanan sekitar 10%; dan di Kawasan Timur Indonesia (KTI) sekitar 5,1 kWh/m 2 /hari dengan variasi bulanan sekitar 9%. Dengan demikian, potesi angin rata-rata Indonesia sekitar 4,8 kWh/m 2 /hari dengan variasi bulanan sekitar 9%.
Untuk memanfaatkan potensi energi surya tersebut, ada 2 (dua) macam teknologi yang sudah diterapkan, yaitu:
• Teknologi energi surya fotovoltaik, energi surya fotovoltaik digunakan untuk memenuhi kebutuhan listrik, pompa air, televisi, telekomunikasi, dan lemari pendingin di Puskesmas dengan kapasitas total ± 6 MW.
• Teknologi energi surya termal, energi surya termal pada umumnya digunakan untuk memasak (kompor surya), mengeringkan hasil pertanian (perkebunan, perikanan, kehutanan, tanaman pangan) dan memanaskan air.
1. TEKNOLOGI ENERGI SURYA FOTOVOLTAIK
Salah satu cara penyediaan energi listrik alternatif yang siap untuk diterapkan secara masal pada saat ini adalah menggunakan suatu sistem teknologi yang diperkenalkan sebagai Sistem Energi Surya Fotovoltaik (SESF) atau secara umum dikenal sebagai Pembangkit Listrik Tenaga Surya Fotovoltaik (PLTS Fotovoltaik). Sebutan SESF merupakan istilah yang telah dibakukan oleh pemerintah yang digunakan untuk mengidentifikasikan suatu sistem pembangkit energi yang memanfaatkan energi matahari dan menggunakan teknologi fotovoltaik. Dibandingkan energi listrik konvensional pada umumnya, SESF terkesan rumit, mahal dan sulit dioperasikan. Namun dari pengalaman lebih dari 15 tahun operasional di beberapa kawasan di Indonesia, SESF merupakan suatu sistem yang mudah didalam pengoperasiannya, handal, serta memerlukan biaya pemeliharaan dan operasi yang rendah menjadikan SESF mampu bersaing dengan teknologi konvensional pada sebagian besar kondisi wilayah Indonesia yang terdiri atas pulau - pulau kecil yang tidak terjangkau oleh jaringan PLN dan tergolong sebagai kawasan terpencil
Selain itu SESF merupakan suatu teknologi yang bersih dan tidak mencemari lingkungan. Beberapa kondisi yang sesuai untuk penggunaan SESF antara lain pada pemukiman desa terpencil, lokasi transmigrasi, perkebunan, nelayan dan lain sebagainya, baik untuk penerangan rumah maupun untuk fasilitas umum. Akan tetapi sesuai dengan perkembangan jaman, pada saat ini di negara-negara maju penerapan SESF telah banyak digunakan untuk suplai energi listrik di gedung-gedung dan perumahan di kota-kota besar.
Pada umumnya modul fotovoltaik dipasarkan dengan kapasitas 50 Watt-peak (Wp) dan kelipatannya. Unit satuan Watt-peak adalah satuan daya (Watt) yang dapat dibangkitkan oleh modul fotovoltaik dalam keadaan standar uji (Standard Test Condition - STC). Efisiensi pembangkitan energi listrik yang dihasilkan modul fotovoltaik pada skala komersial saat ini adalah sekitar 14 - 15 %.
Komponen utama suatu SESF adalah:
• Sel fotovoltaik yang mengubah penyinaran/radiasi matahari menjadi listrik secara langsung (direct conversion). Teknologi sel fotovoltaik yang banyak dikembangkan dewasa ini pada umumnya merupakan jenis teknologi kristal yang dibuat dengan bahan baku berbasis silikon. Produk akhir dari modul fotovoltaik menyerupai bentuk lembaran kaca dengan ketebalan sekitar 6 - 8 milimeter.
• Balance of system (BOS) yang meliputi controller, inverter , kerangka modul,peralatan listrik, seperti kabel, stop kontak, dan lain-lain, teknologinya sudah dapat dikuasai;
• Unit penyimpan energi (baterai) sudah dapat dibuat di dalam negeri;
• Peralatan penunjang lain seperti: inverter untuk pompa, sistem terpusat, sistem hibrid, dan lain-lain masih diimpor.
Kandungan lokal modul fotovoltaik termasuk pengerjaan enkapsulasi dan framing sekitar 25%, sedangkan sel fotovoltaik masih harus diimpor. Balance of System (BOS) masih bervariasi tergantung sistem desainnya. Kandungan lokal dari BOS diperkirakan telah mencapai diatas 75%.
Sasaran Pengembangan Fotovoltaik di Indonesia
• Sasaran pengembangan energi surya fotovoltaik di Indonesia adalah sebagai berikut: Semakin berperannya pemanfaatan energi surya fotovoltaik dalam penyediaan energi di daerah perdesaan, sehingga pada tahun 2020 kapasitas terpasangnya menjadi 25 MW.
• Semakin berperannya pemanfaatan energi surya di daerah perkotaan.
• Semakin murahnya harga energi dari solar photovoltaic , sehingga tercapai tahap komersial.
• Terlaksananya produksi peralatan SESF dan peralatan pendukungnya di dalam negeri yang mempunyai kualitas tinggi dan berdaya saing tinggi.
Strategi Pengembangan Fotovoltaik di Indonesia
Strategi pengembangan energi surya fotovoltaik di Indonesia adalah sebagai berikut:
• Mendorong pemanfaatan SESF secara terpadu, yaitu untuk keperluan penerangan (konsumtif) dan kegiatan produktif.Mengembangan SESF melalui dua pola, yaitu pola tersebar dan terpusat yang disesuaikan dengan kondisi lapangan. Pola tersebar diterapkan apabila letak rumah-rumah penduduk menyebar dengan jarak yang cukup jauh, sedangkan pola terpusat diterapkan apabila letak rumah-rumah penduduk terpusat.
• Mengembangkan pemanfaatan SESF di perdesaan dan perkotaan.
• Mendorong komersialisasi SESF dengan memaksimalkan keterlibatan swasta.
• Mengembangkan industri SESF dalam negeri yang berorientasi ekspor.
• Mendorong terciptanya sistem dan pola pendanaan yang efisien dengan melibatkan dunia perbankan.
Program Pengembangan Fotovoltaik di Indonesia
Program pengembangan energi surya fotovoltaik adalah sebagai berikut:
• Mengembangkan SESF untuk program listrik perdesaan, khususnya untuk memenuhi kebutuhan listrik di daerah yang jauh dari jangkauan listrik PLN.
• Meningkatkan penggunaan teknologi hibrida, khususnya untuk memenuhi kekurangan pasokan tenaga listrik dari isolated PLTD.
• Mengganti seluruh atau sebagian pasokan listrik bagi pelanggan Sosial Kecil dan Rumah Tangga Kecil PLN dengan SESF. Pola yang diusulkan adalah:
• Memenuhi semua kebutuhan listrik untuk pelanggan S1 dengan batas daya 220 VA;
• Memenuhi semua kebutuhan untuk pelanggan S2 dengan batas daya 450 VA;
• Memenuhi 50 % kebutuhan listrik untuk pelanggan S2 dengan batas daya 900 VA;
• Memenuhi 50 % kebutuhan untuk pelanggan R1 dengan batas daya 450 VA.
• Mendorong penggunaan SESF pada bangunan gedung, khususnya Gedung Pemerintah.
• Mengkaji kemungkinan pendirian pabrik modul surya untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dan kemungkinan ekspor.
• Mendorong partisipasi swasta dalam pemanfaatan energi surya fotovoltaik.
• Melaksanakan kerjasama dengan luar negeri untuk pembangunan SESF skala besar.
Peluang Pemanfaatan Fotovoltaik
Kondisi geografis Indonesia yang terdiri atas pulau-pulau yang kecil dan banyak yang terpencil menyebabkan sulit untuk dijangkau oleh jaringan listrik yang bersifat terpusat. Untuk memenuhi kebutuhan energi di daerah-daerah semacam ini, salah satu jenis energi yang potensial untuk dikembangkan adalah energi surya. Dengan demikian, energi surya dapat dimanfaatkan untuk p enyedian listrik dalam rangka mempercepat rasio elektrifikasi desa.
Selain dapat digunakan untuk program listrik perdesaan, peluang pemanfaatan energi surya lainnnya adalah:
• Lampu penerangan jalan dan lingkungan;
• Penyediaan listrik untuk rumah peribadatan. SESF sangat ideal untuk dipasang di tempat-tempat ini karena kebutuhannya relatif kecil. Dengan SESF 100 /120Wp sudah cukup untuk keperluan penerangan dan pengeras suara;
• Penyediaan listrik untuk sarana umum. Dengan daya kapasitas 400 Wp sudah cukup untuk memenuhi listrik sarana umum;
• Penyediaan listrik untuk sarana pelayanan kesehatan, seperti: rumah sakit, Puskesmas, Posyandu, dan Rumah Bersalin;
• Penyediaan listrik untuk Kantor Pelayanan Umum Pemerintah. Tujuan pemanfaatan SESF pada kantor pelayanan umum adalah untuk membantu usaha konservasi energi dan mambantu PLN mengurangi beban puncak disiang hari;
• Untuk pompa air ( solar power supply for waterpump ) yang digunakan untuk pengairan irigasi atau sumber air bersih (air minum).
Kendala Pengembangan Fotovoltaik di Indonesia
• Kendala yang dihadapi dalam pengembangan energi surya fotovoltaik adalah:
• Harga modul surya yang merupakan komponen utama SESF masih mahal mengakibatkan harga SESF menjadi mahal, sehingga kurangnya minat lembaga keuangan untuk memberikan kredit bagi pengembangan SEEF;
• Sulit untuk mendapatkan suku cadang dan air accu , khususnya di daerah perdesaan, menyebabkan SESF cepat rusak;
• Pemasangan SESF di daerah perdesaan pada umumnya tidak memenuhi standar teknis yang telah ditentukan, sehingga kinerja sistem tidak optimal dan cepat rusak.;
• Pada umumnya, penerapan SESF dilaksanakan di daerah perdesaan yang sebagian besar daya belinya masih rendah, sehingga pengembangan SESF sangat tergantung pada program Pemerintah;
• Belum ada industri pembuatan sel surya di Indonesia, sehingga ketergantungan pada impor sangat tinggi. Akibatnya, dengan menurunnya nilai tukar rupiah terhadap dolar menyebabkan harga modul surya menjadi semakin mahal.
2. TEKNOLOGI ENERGI SURYA TERMAL
Selama ini, pemanfaatan energi surya termal di Indonesia masih dilakukan secara tradisional. Para petani dan nelayan di Indonesia memanfaatkan energi surya untuk mengeringkan hasil pertanian dan perikanan secara langsung.
Teknologi dan Kemampuan Nasional
Berbagai teknologi pemanfaatan energi surya termal untuk aplikasi skala rendah (temperatur kerja lebih kecil atau hingga 60 o C) dan skala menengah (temperatur kerja antara 60 hingga 120 o C) telah dikuasai dari rancang-bangun, konstruksi hingga manufakturnya secara nasional. Secara umum, teknologi surya termal yang kini dapat dimanfaatkan termasuk dalam teknologi sederhana hingga madya. Beberapa teknologi untuk aplikasi skala rendah dapat dibuat oleh bengkel pertukangan kayu/besi biasa. Untuk aplikasi skala menengah dapat dilakukan oleh industri manufaktur nasional.
Beberapa peralatan yang telah dikuasai perancangan dan produksinya seperti sistem atau unit berikut:
• Pengering pasca panen (berbagai jenis teknologi);
• Pemanas air domestic;
• Pemasak/oven;
• Pompa air (dengan Siklus Rankine dan fluida kerja Isopentane );
• Penyuling air ( Solar Distilation/Still );
• Pendingin (radiatif, absorpsi, evaporasi, termoelektrik, kompressip, tipe jet);
• Sterilisator surya;
• Pembangkit listrik dengan menggunakan konsentrator dan fluida kerja dengan titik didih rendah.
Untuk skala kecil dan teknologi yang sederhana, kandungan lokal mencapai 100 %, sedangkan untuk sistem dengan skala industri (menengah) dan menggunakan teknologi tinggi (seperti pemakaian Kolektor Tabung Hampa atau Heat Pipe ), kandungan lokal minimal mencapai 50%.
Sasaran pengembangan energi surya termal di Indonesia adalah sebagai berikut:
• Meningkatnya kapasitas terpasang sistem energi surya termal, khususnya untuk pengering hasil pertanian, kegiatan produktif lainnya, dan sterilisasi di Puskesmas.
• Tercapainya tingkat komersialisasi berbagai teknologi energi surya thermal dengan kandungan lokal yang tinggi.
Strategi Pengembangan Energi Surya Termal
• Strategi pengembangan energi surya termal di Indonesia adalah sebagai berikut: Mengarahkan pemanfaatan energi surya termal untuk kegiatan produktif, khususnya untuk kegiatan agro industri.
• Mendorong keterlibatan swasta dalam pengembangan teknologi surya termal.
• Mendor ong terciptanya sistem dan pola pendanaan yang efektif.
• Mendorong keterlibatan dunia usaha untuk mengembangkan surya termal.
Program pengembangan energi surya termal di Indonesia adalah sebagai berikut:
• Melakukan inventarisasi, identifikasi dan pemetaan potensi serta aplikasi teknologi fototermik secara berkelanjutan.
• Melakukan diseminasi dan alih teknologi dari pihak pengembang kepada pemakai (agro-industri, gedung komersial, dan lain-lain) dan produsen nasional (manufaktur, bengkel mekanik, dan lain-lain) melalui forum komunikasi, pendidikan dan pelatihan dan proyek-proyek percontohan.
• Melaksanakan standarisasi nasional komponen dan sistem teknologi fototermik.
• Mengkaji skema pembiayaan dalam rangka pengembangan manufaktur nasional.
• Meningkatkan kegiatan penelitian dan pengembangan untuk berbagai teknologi fototermik.
• Meningkatkan produksi lokal secara massal dan penjajagan untuk kemungkinan ekspor.
• Pengembangan teknologi fototermik suhu tinggi, seperti: pembangkitan listrik, mesin stirling , dan lain-lain.
Peluang Pemanfaatan Energi Surya Termal
Prospek teknologi energi surya termal cukup besar, terutama untuk mendukung peningkatan kualitas pasca-panen komoditi pertanian, untuk bangunan komersial atau perumahan di perkotaan. Prospek pemanfaatannya dalam sektor-sektor masyarakat, yaitu:
• Industri, khususnya agro-industri dan industri pedesaan, yaitu untuk penanganan pasca-panen hasil-hasil pertanian, seperti: pengeringan (komoditi pangan, perkebunan, perikanan/peternakan, kayu olahan) dan juga pendinginan (ikan, buah dan sayuran);
• Bangunan komersial atau perkantoran, yaitu: untuk pengkondisian ruangan ( Solar Passive Building , AC) dan pemanas air;
• Rumah tangga, seperti: untuk pemanas air dan oven/ cooker ;
• PUSKESMAS terpencil di pedesaan, yaitu: untuk sterilisator, refrigerator vaksin dan pemanas air.
Kendala utama yang dihadapi dalam pengembangan surya termal adalah:
• Teknologi energi surya termal untuk memasak dan mengeringkan hasil pertanian masih sangat terbatas. Akan tetapi, sebagai pemanas air, energi surya termal sudah mencapai tahap komersial. Teknologi surya termal masih belum berkembang karena sosialisasi ke masyarakat luas masih sangat rendah;
• Daya beli masyarakat rendah, walaupun harganya relatif murah;
• Sumber daya manusia (SDM) di bidang surya termal masih sangat terbatas. Saat ini, SDM hanya tersedia di Pulau Jawa dan terbatas lingkungan perguruan
sumber: ESDM dan gerbangmultindo, dengan beberapa editing.
Subscribe to:
Posts (Atom)