0 Puslitbang tekMIRA
Jl. Jend. Sudirman No. 623 Bandung 40211
Telp : 022-6030483 Fax : 022-6003373 E-mail
:Info@tekmira.esdm.go.id
LAPORAN TAHUN ANGGARAN 2014 Kelompok Pelaksana Litbang Teknologi Pengolahan dan Pemanfaatan Batubara
PENGEMBANGAN GASIFIKASI
BATUBARA UNTUK PLTD DUAL FUEL
Oleh : Tim Pengembangan Gasifikasi Batubara Untuk PLTD dual Fuel
PUSLITBANG TEKNOLOGI MINERAL DAN BATUBARA - tekMIRA 2014
i Kata Pengantar
Laporan ini adalah hasil kegiatan Kelompok Program Teknologi Penelitian dan Pengembangan Pengolahan dan Pemanfaatan Batubara mengenai pengembangan gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel tahun anggaran 2014.
Kegiatan ini dilakukan berkaitan dengan pemecahan masalah stategis berupa peningkatan nilai tambah dan kelangsungan pasokan energi.
Gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD) dual fuel diharapkan dapat menjadi salah satu solusi krisis energi khususnya energi fosil di Indonesia dengan memanfaatkan mesin-mesin diesel yang masih layak beroperasi.
Bandung, Desember 2014
Kepala Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral dan Batubara,
Ir. Dede Ida Suhendra, MSc NIP. 19571226 198703 1 001
ii Sari
Puslitbang tekMIRA telah berhasil melakukan ujicoba gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel. Kegiatan ujicoba ini merupakan kelanjutan yang telah dilakukan pada tahun 2012 dan 2013 yang masih belum optimal.
Reaktor gasifikasi berjenis fixed bed memerlukan umpan batubara yang sangat spesifik seperti ukuran butiran, titik leleh abu, free swelling index. Kendala pada gasifier yang berupa slagging yang seringkali terjadi pada saat ujicoba di tahun 2012, pada tahun 2013 permasalahan umpan batubara sudah teratasi dengan baik sehingga ujicoba proses gasifikasi batubara berlangsung dengan lancar.
Pada tahun 2014, dilakukan dua kali percobaan dengan menggunakan 2 jenis batubara yang berbeda. Ujicoba pertama menggunakan batubara dengan nilai kalor 5800-6000 kkal/kg dan ujicoba kedua menggunakan batubara dengan nilai kalor 5500-5600 kkal/kg. Pada uji pertama proses gasifikasi berlangsung dengan baik namun pada hari ke-8 terjadi penyumbatan di lubang udara primer yang terdapat di pagoda gasifier sehingga menyebabkan kondisi operasi gasifikasi batubara tidak terkontrol maka ujicoba terpaksa dihentikan, selain itu ditemukan masalah pada mesin generator set yaitu pembacaan temperatur silinder mengalami overheat mencapai 650ᵒC melebihi keadaan normal (600ᵒC). Mesin hanya mampu beroperasi dikisaran 100 KW dari kapasitas maksimum 280 KW.
Diawal ujicoba kedua, proses gasifikasi berjalan dengan lancar, akan tetapi terjadi kendala di hari ke-14, pressure air blower tinggi namun pembakaran di dalam reaktor kurang bagus sehingga steam yang dibutuhkan pada proses gasifikasi tidak terbentuk dan seringkali ditemukan slag batubara. Hal ini kemungkinan dikarenakan oleh hujan deras yang terjadi pada saat ujicoba sehingga menyebabkan banyak batubara halus yang menempel dan lengket pada batubara umpan yang telah dipersiapkan.
iii DAFTAR ISI
Kata Pengantar……… I
Sari………... ii
Daftar isi……….. iii
Daftar Tabel……… v
Daftar Gambar……… vi
I Pendahuluan……… 1
1.1 Later Belakang………... 1
1.2 Ruang lingkup Kegiatan………. 4
1.3 Tujuan………... 5
1.4 Sasaran……… 5
1.5 lokasi/Tempat pelaksanaan kegiatan……… 5
II Tinjauan Pustaka………... 5
III Program Kegiatan………... 9 3.1 Ujicoba proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara
dengan
nilai kalor 5000-5800 kkal/kg adb...
9
3.2 Ujicoba proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan
nilai kalor 4000-5000 kkal/kg adb...
9
3.3 Mempelajari karakteristik abu batubara yang merupakan pengotor pada proses
gasifikasi unggun tetap...
iv 3.4 Pengamatan dan penelitian fisik dan kimia pada gas-gas hasil proses
gasifikasi
batubara system unggun tetap...
9
3.5 Ujicoba pemanfaatan proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor 5000-5800 kkal/kg adb untuk generator
set/pembangkit listrik...
9
3.6 Evaluasi kinerja dan effisiensi proses gasifikasi batubara kalori menengah untuk
generator set...
10
3.7 Pengolahan ter limbah gasifikasi batubara... 10
3.8 Pembriketan batubara halus hasil (<20mm) hasil dari pemilahan dan pengayakan batubara... 10 3.9 Modifikasi beberapa peralatan pendukung proses gasifikasi batubara... 10
3.10 Penentuan lokasi komersial pabrik gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik di pulau Sumatra atau Kalimantan... 10 3.7. 3.11 Melakukan forum discussion group (FGD)... 10
IV Metodologi……… 10
V Hasil dan Pembahasan……… 13
5.1 Modifikasi……….... 13
5.2 Ujicoba Gasifikasi Batubara PLTD dual fuel……… 20
5.3.1 Persiapan………... 20
5.3.2 Ujicoba tahap-1……… 20
5.3.3 Ujicoba tahap-2……… 24
5.3 Ujicoba Ter……….. 29
5.3.1 Ujicoba ter tahap-1………... 20
5.3.2 Ujicoba ter tahap-2……… 30
5.3.3 Ujicoba ter lanjutan tahap-2……….... 31
5.3.4 Ujicoba ter tahap-3……… 31
5.4 Kunjungan Ke daerah potensi aplikasi Gasifikasi batubara untuk PLTD Dual Fuel 32 5.4.1 PLTGB Melak, Kalimantan Tengah………... 32
v
5.4.2 Pulau Nias, Sumatera Utera………... 35
5. 4.3 Pulau Kundur, Kepulauan Riau……….... 38
5.4.4 PLTD Maburai, Kalimantan Selatan………... 41
5.4.5 PLTD Sambaliung, Kabupaten Berau, Kalimantan Timur……… 43
5.4.6 PLTD Derawan, Pulau Derawan, Kalimantan Timur……… 44
5.4.7 PT. Timah, Pulau Bangka………... 46
5.4.8 Pertamina Sanga-sanga, Kalimantan Barat………... 48
5.4.9 PLTGB Tayan, Kalimantan Barat………... 52
5.5 Forum Discussion Group (FGD)……… 53
VI Kesimpulan dan Saran……… 55
6.1 Kesimpulan………... 55 6.2 Saran……….... 55 Daftar Pustaka……….... 56 Lampiran... 57 DAFTAR TABEL
vi
Tabel 1.1 Kapasitas Pembangkit... 2
Tabel 2.1 Komposisi umpan dan produk reforming ter... 9
Tabel 5.1 Hasil analisa Raw batubara... 24
Tabel 5.2 Data analisa gas Run-1... 24
Tabel 5.3 Resume data Run-1... 25
Tabel 5.4 Data kokas raw batubara... 28
Tabel 5.5 Resume data Run-2... 29
Tabel 5.6 Resume hasil analisa gas Run-2... 30
Tabel 5.7 Data pembakaran ter tahap-3... 33
Tabel 5.8 Data analisis batubara yang digunakan di PLTGB Melak... 35
vii DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1 Road map Pengembangan Gasifikasi Batubara untuk PLTD... 4
Gambar 2.1 Jenis reaksi gasifikasi……… 7
Gambar 2.2 Tungku pembakaran ter……… 8
Gambar 4.1 Skema rangkaian unit gasifikasi batubara... 12
Gambar 5.1 Pembuangan abu sebelum modifikasi……… 13
Gambar 5.2 Pemotongan plat……… 13
Gambar 5.3 Diskusi perencanaan desain……… 13
Gambar 5.4 Setting modifikasi pembuangan………... 13
Gambar 5.5 Pembuatan bak ter……… 14
Gambar 5.6 Rekondisi Boiler………... 14
Gambar 5.7 Pengerjaan jalur utama beban generator……… 14
Gambar 5.8 Rekontruksi pipa output water seal………... 15
Gambar 5.9 Pembuatan sistem over flow air dari water seal……….. 15
Gambar 5.10 Pembuatan water seal untuk fog drop……….. 16
Gambar 5.11 Pemasangan instalasi pipa drain out fog drop……… 16
Gambar 5.12 Rekontruksi pipa steam kondensat……… 16
Gambar 5.13 Pengerjaan setting instalasi pipa tungku ter……….. 17
Gambar 5.14 Pengerjaan modifikasi WS-2 dan WS-4……… 17
Gambar 5.15 Pengerjaan modifikasi pembuangan abu-2………. 18
Gambar 5.16 Kegiatan pengecatan sarana pembuangan abu……….. 18
Gambar 5.17 Pemasangan pipa steam secara terintegrasi dari setiap water seal… 18 Gambar 5.18 Modifikasi pipa inlet generator……… 19
Gambar 5.19 Modifikasi koneksi pipa steam……… 19
Gambar 5.20 Pemasangan inverter……… 19
Gambar 5.21 Pengecekan pompa sirkulasi……… 20
Gambar 5.22 Pengecekan pompa ter……… 20
Gambar 5.23 Penyusunan abu batubara……… 21
Gambar 5.24 Penyusunan kayu bakar……… 21
viii Gambar 5.26 Kegiatan penyucukan untuk memonitor kondisi layer unggun
dalam
Gasifier………...
23
Gambar 5.27 Monitoring kondisi proses di CCR dan Generator……… 23
Gambar 5.28 Monitoring pressure air blower……… 23
Gambar 5.29 Pengecekan pompa sirkulasi……… 25
Gambar 5.30 Pengecekan pompa soften water……… 25
Gambar 5.31 Pengecekan water control valve SD-1 dan SD-2……… 25
Gambar 5.32 Penyusunan abu batubara……… 25
Gambar 5.33 Penyusunan kayu bakar……… 26
Gambar 5.34 Penyalaan awal………. 28
Gambar 5.35 Kegiatan penyucukan untuk melihat kondisi proses gasifikasi………… 28
Gambar 5.36 Monitoring kondisi proses di CCR……… 29
Gambar 5.37 Preparasi ter……….... 29
Gambar 5.38 Hasil pembakaran ter……… 30
Gambar 5.39 Penambahan air phenol ke dalam tungku……… 30
Gambar 5.40 Penambahan air phenol ke dalam tungku pembakaran, temperatur mencapai 1796°C sehingga pembacaan thermocouple error……… 30
Gambar 5.41 Steam yang dihasilkan dari ujicoba pembakaran ter……… 32
Gambar 5.42 Tim bersama manajer PLTGB Melak di generator……… 34
Gambar 5.43 Gasifier di PLTGB Melak……… 34
Gambar 5.44 Stockpile batubara dan saringan……… 35
Gambar 5.45 Pertemuan dengan pemerintah daerah Gunungsitoli... 35
Gambar 5.46 Ilustrasi gerakan partikel pada Spouted Bed……… 39
Gambar 5.47 Plakat Peresmian fasilitas gasifikasi untuk pembangkit listrik oleh Direktur PT.PLN……… 41
Gambar 5.48 Tim tekMIRA bersama tim Puslitbang PLN didepan gedung Generator………... 41
Gambar 5.49 Fasilitas Gasifikasi……….. 41
Gambar 5.50 PLTD Maburai………... 42
Gambar 5.51 Transmisi PLTD Maburai……… 42
Gambar 5.52 Generator di PLTD Maburai………... 42
Gambar 5.53 Generator di PLTD Maburai……….. 42
ix
Gambar 5.55 Tanah kosong di PLTD Maburai……… 43
Gambar 5.56 PLTD Sambaliung………... 44
Gambar 5.57 Generator di PLTD Sambaliung……… 44
Gambar 5.58Pasokan BBM (solar ) PLTD Sambaliung melalui sungai………... 44
Gambar 5.59 Tanah kosong di PLTD Sambaliung……… 44
Gambar 5.60 Area PLTD pulau Derawan……… 45
Gambar 5.61 Generator PLTD pulau Derawan……… 45
Gambar 5.62 Generator PLTD pulau Derawan……….. 45
Gambar 5.63 PLT Surya Derawan……….... 45
Gambar 5.64 Pegawai PT Timah (Perseo) Tbk sedang mengoperasikan PLTD Baturusa………... 48
Gambar 5.65 Salah satu instalasi PLTD Baturusa……… 48
Gambar 5.66 Staff Timah menerangkan tentang sistem kerja PLTD Baturusa kepada Tim Puslitbang tekMIRA……… 48
1 I. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Pengembangan gasifikasi batubara untuk Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) merupakan kegiatan lanjutan dari kegiatan litbang gasifikasi batubara yang telah tercantum dalam road map unggulan pada Kelompok Pelaksana Litbang Batubara Puslitbang Teknologi Mineral Dan Batubara 2010-2014. Kegiatan tersebut disusun berdasarkan pedoman pada beberapa ketentuan yang tercantum pada Peraturan Perundangan :
• UU No. 30/2007, tentang Energi;
• UU No. 4/2009, pasal 102 – 103, tentang Peningkatan Nilai Tambah Mineral dan Batubara;
• PP No. 23/2010, tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Minerba;
• Inpres No. 2 Tahun 2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Batubara yang dicairkan sebagai Bahan Bakar Lain;
• Peraturan Presiden Republik Indonesia Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional;
• Permen ESDM No 4 Tahun 2010, tanggal 7 Januari 2010 tentang Renstra ESDM 2010-2014, a.l memuat peningkatan nilai tambah pertambangan;
• Kepmen Ristek No. 193/M/Kp/IV/2010 tgl. 30 April 2010 tentang Agenda Ristek Nasional 2010-2014.
Disamping peraturan tersebut di atas, terdapat pula beberapa tugas yang sedang dilaksanakan berkaitan dengan pemecahan masalah strategis berupa :
• Peningkatan Nilai Tambah; • Kelangsungan pasokan energi;
Kondisi geografis Indonesia yang berupa kepulauan dan masih banyaknya daerah terisolir menyebabkan sistem penyediaan energi listrik tidak dapat dilayani oleh satu sistem jaringan listrik. Terdapat banyak kebutuhan energi listrik dalam jumlah kecil tetapi tersebar diseluruh wilayah Indonesia. Sistem pasokan energi listrik ini cocok dilakukan menggunakan Pusat Listrik Tenaga Diesel (PLTD). Pada akhir Desember 2011, total kapasitas terpasang dan jumlah unit pembangkit PLN (Holding dan Anak Perusahaan) mencapai 29.268,16 MW dan 5.269 unit, dengan 22.513,61 MW (76,9%) diantaranya berada di Jawa.
2 Total kapasitas terpasang meningkat 8,82% dibandingkan dengan akhir Desember 2010. Prosentase kapasitas terpasang per jenis pembangkit dapat dilihat dalam tabel 1.1
Tabel 1.1 Kapasitas Pembangkit
No Jenis Pembangkit Kapasitas (MW) Prosentase (%)
1. PLTU 12.053 41,2 2. PLTGU 7.834 26,8 3. PLTD 2.569 8,8 4. PLTA 3.511 12,0 5. PLTG 2.839 9,7 6. PLTP 435 1,5
Kenaikan harga BBM menyebabkan kenaikan biaya produksi listrik. Untuk mengurangi pemakaian BBM, PT PLN telah memodifikasi PLTD menggunakan sistem dual-fuel (BBM - gas alam) antara lain di PLTD Tarakan, Kalimantan Timur kapasitas 5 MW.
Harga gas alam yang semakin meningkat dan tidak adanya jaminan pasokan gas alam dalam jangka panjang maka diperlukan sumber bahan bakar gas lain untuk kegiatan operasi PLTD sistem dual-fuel. Salah satu alternatifnya adalah gasifikasi batubara yang menghasilkan gas bakar (producer gas). Puslitbang Teknologi Mineral dan Batubara (tekMIRA) bekerja sama dengan PT. PLN (Persero) dan PT. Coal Gas Indonesia telah berhasil melakukan uji coba pemanfaataan producer gas untuk bahan bakar PLTD sistem dual-fuel skala pilot plant di Palimanan Cirebon pada tahun 2006 - 2008. Pilot plant tersebut terdiri atas unit gasifikasi batubara kapasitas 150-200 kg batubara/jam dan generator sistem manual dan non-turbo dengan kapasitas 250 kVA. Hasil percobaan menunjukkan bahwa PLTD sistem dual fuel dapat beroperasi dengan baik menggunakan 60 - 70% producer gas.
Tahun 2009 Puslitbang tekMIRA melakukan uji coba menggunakan generator sistem otomatis dan turbo dengan kapasitas 450 kVA. Hasil ujicoba ini masih belum optimal yakni pengurangan bahan bakar minyak (solar) hanya mencapai 20-30% dan ini jauh lebih rendah dari percobaan terdahulu yang menggunakan mesin manual dan non turbo. Hal ini
3 disebabkan pengaturan komposisi udara dan bahan bahan bakar (solar dan gas) tidak dapat dilakukan secara manual karena mesin yang digunakan adalah sistem otomatis melalui governoor yang terdapat pada mesin Diesel. Untuk mengatasi hal tersebut perlu digunakan alat tambahan yang disebut konversion kit untuk sistem dual fuel yang dapat mengatur komposisi udara dan bahan bakar (gas dan solar) pada generator sistem otomatis.
Pada tahun 2012, percobaan gasifikasi batubara telah dilakukan dengan menggunakan gasifier dengan diameter 2 meter, gas batubara telah dapat diumpankan ke mesin generator pada berbagai variasi beban (Kw) akan tetapi gasifier sering mengalami masalah slagging, hal ini disebabkan oleh pemilihan batubara yang kurang tepat. Dari hasil penelitian tersebut, faktor nilai kalor tidak bisa dijadikan patokan keberhasilan uji gasifikasi batubara. Terdapat beberapa spesifikasi batubara lain yang harus dipenuhi dan juga masih terdapat kekurangan pada beberapa alat uji yang harus ditambahkan untuk menambah keakuratan data seperti flow meter gas dan solar, sensor temperatur pada tiap silinder dan lain-lain.
Hasil percobaan pada tahun 2013 menunjukkan bahwa kinerja gasifier milik tekMIRA sudah dapat beroperasi dengan baik. Dengan menggunakan batubara yang lebih tepat, proses gasifikasi berlangsung dengan lancar, slagging yang terjadi bisa diatasi dengan baik tanpa harus memaksa proses shutdown. Gas batubara yang dihasilkan dapat mensubstitusi bahan bakar solar pada generator sebesar 60-70% pada beban 240-250 KW, akan tetapi pada saat dicoba meningkatkan beban menjadi 280-290 KW (80% kapasitas generator) terjadi over heat pada 2 silinder dari total 6 silinder.
Pada tahun 2014, ujicoba akan dititikberatkan pada umpan batubara dengan kalori menengah – rendah yang tepat untuk proses gasifikasi batubara, sehingga dapat mengurangi biaya operasional bahan. Sebelum digunakan akan dilakukan pengujian abu batubara untuk mengetahui adanya potensi terjadinya slagging atau proses .
Ter sebagai hasil samping proses gasifikasi batubara akan dimanfaatkan untuk bahan bakar tungku yang dihubungkan dengan boiler untuk memproduksi uap, uap yang terbentuk akan diumpankan ke plant gasifikasi.
4 Pemeriksaan dan perawatan akan dilakukan terhadap mesin generator karena pada ujicoba sebelumnya terjadi overheat beberapa silinder. Diharapkan mesin generator dapat beroperasi sesuai dengan spesifikasinya.
Aplikasi teknologi gasifikasi batubara untuk pembangkit tenaga listrik harus segera diwujudkan seiring dengan semakin terbatasnya cadangan gas alam di Indonesia. Gas batubara diharapkan dapat mensubstitusi gas alam tersebut. Permasalahan yang kerap timbul pada rencana pembangunan plant gasifikasi batubara adalah ketersediaan batubara yang sesuai dengan spesifikasi umpan gasifikasi dengan menggunakan reaktor unggun tetap, generator yang tersedia dan aspek lingkungan karena sebagian masyarakat masih mengganggap batubara mengganggu lingkungan. Pembangunan plant gasifikasi batubara di mulut tambang adalah salah satu upaya untuk menghindari permasalahan distribusi batubara dan mengurangi biaya transportasi sehingga dapat mengurangi biaya produksi secara keseluruhan Beberapa aspek lain masih perlu dipelajari untuk mewujudkan percepatan pembangunan plant gasifikasi batubara. Untuk itu dilakukan survey penentuan lokasi gasifikasi batubara di beberapa daerah di pulau Sumatera dan Kalimantan, diharapkan dari kegiatan ini dapat terwujud plant gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik skala komersial dengan kapasitas 1-3 MW.
Road map kegiatan pengembangan gasifikasi batubara sebagai bahan bakar PLTD sistem dual fuel terlihat pada Gambar 1.1 dibawah ini.
5 Gambar 1.1 Road map Pengembangan Gasifikasi Batubara untuk PLTD
1.2 Ruang Lingkup Kegiatan
Kegiatan penerapan ini mempunyai ruang lingkup sebagai berikut :
- Ujicoba proses gasifikasi sistem unggun-tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor menengah (5000 - 5800 kkal/kg adb).
- Ujicoba proses gasifikasi sistem unggun-tetap menggunakan batubara kalori rendah (4000 - 5000 kkal/kg). Batubara yang digunakan adalah batubara peringkat rendah Indonesia yang memenuhi persyaratan umpan gasifier, batubara tersebut berasal dari Pendopo, Sumatera Selatan.
- Mempelajari karakteristik abu batubara yang merupakan pengotor pada proses gasifikasi sistem unggun-tetap
- Pengamatan dan penelitian fisik dan kimia pada gas-gas hasil proses gasifikasi batubara kalori menengah sistem unggun-tetap.
- Ujicoba pemanfaatan proses gasifikasi sistem unggun-tetap menggunakan batubara kalori menengah untuk satuan pembangkit diesel (generator)
- Evaluasi kinerja dan efisiensi proses gasifikasi batubara kalori menengah untuk generator. - Pengolahan ter limbah gasifikasi.
- Pembriketan batubara halus (<20mm) hasil dari pemilihan dan pemilahan batubara umpan. - Modifikasi pada beberapa peralatan.
- Penentuan lokasi komersial pabrik gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik di Sumatera atau Kalimantan.
- Melakukan forum discussion group (FGD).
1.3 Tujuan
Melakukan ujicoba pemanfaatan gasifikasi sistem unggun-tetap dengan batubara dengan nilai kalor menengah dan rendah untuk generator kapasitas 450 Kva sistem turbo dan otomatis, melakukan ujicoba pemanfaatan ter hasil samping gasifikasi dan melakukan survey penentuan lahan untuk PLTGB.
6 Terkuasainya teknologi penerapan pemanfaatan gasifikasi sistem unggun-tetap dengan batubara kalori menengah untuk generator dengan kapasitas 450 kVa sistem turbo dan otomatis.
1.5 Lokasi/Tempat Pelaksanaan Kegiatan
Kegiatan percobaan gasifikasi skala pilot plant akan dilakukan di Sentra Teknologi Batubara Palimanan, Jawa Barat.
II. TINJAUAN PUSTAKA
Pembuatan gas melalui proses karbonisasi batubara, yakni pemanasan batubara dengan udara terbatas, tidak dapat digunakan untuk batubara Indonesia yang umumnya termasuk jenis tidak mengkokas (non coking coal). Tetapi teknologi gasifikasi batubara saat ini telah berkembang sedemikian rupa, sehingga dapat digunakan untuk batubara tidak mengkokas. Pada proses gasifikasi total, batubara direaksikan dengan pereaksi berupa udara, campuran udara/uap air, campuran oksigen/uap air atau hidrogen. Kontak antara batubara dengan pereaksi dapat dilakukan dengan sistem unggun tetap (fixed bed), unggun terfluidisasi (fluidized bed), entrained bed, atau molten bath bed (Elliot, M.A, 1981).
Gasifikasi batubara yang menggunakan pereaksi udara atau campuran udara/uap air menghasilkan gas kalori rendah (<200 Btu/m3) yang disebut producer gas. Gas jenis ini
biasanya langsung digunakan sebagai bahan bakar sehingga di Indonesia sering disebut sebagai gas bakar. Gasifikasi batubara dengan pereaksi campuran oksigen/uap air akan menghasilkan gas kalori menengah (200-400 Btu/m3) yang disebut Lurgi gas. Dengan
pemurnian lebih lanjut terhadap gas Lurgi akan dihasikan gas sintesis (synthesis gas, syngas) dengan komponen utama gas CO dan H2. Gas sintesis dapat digunakan sebagai bahan bakar
langsung atau untuk bahan baku industri kimia termasuk industri pupuk. bermacam produk gas sintesis juga dapat diproses lebih lanjut menjadi gas metana (CH4
Teknologi gasifikasi batubara, baik yang memproduksi gas maupun gas sintesis sudah diaplikasikan secara komersial di banyak negara. Terdapat 93 plant gasifikasi batubara yang
) yang disebut synthetic natural gas (SNG) (Francis, 1965; Nowacki, 1981).
7 memproduksi gas sintesis (DOE, 2010). Sedangkan plant gasifikasi batubara yang memproduksi gas bakar banyak terdapat di China; bahkan produk gasifier China sudah diekspor ke Indonesia. Penggunaan gas hasil gasifikasi batubara telah banyak dilakukan terutama dalam bentuk gas sintesis untuk membangkitkan turbin gas atau kombinasi antara turbin gas dan turbin uap seperti pada teknologi IGCC (Integrated Coal Gasification Combined Cycle). Penggunaan gas bakar untuk pembangkit listrik juga dapat dilakukan yakni pada pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang memanfaatkan gas batubara untuk memanaskan air dalam boiler. Selanjutnya uap air yang dihasilkan boiler digunakan untuk memuter turbin uap guna menghasilkan listrik.
Penggunaan gas bakar dari batubara untuk membangkitkan mesin Diesel belum ditemukan di literatur, tetapi PT PLN telah mengoperasikan PLTD kapasitas 5 MW sistem dual fuel dengan bahan bakar solar dan gas alam di Terakan, Kalimantan Timur. Walaupun nilai kalor gas bakar dari batubara jauh lebih rendah dari nilai kalor gas alam, tetapi penggunaan sistem dual fuel dengan bahan bakar solar dan gas bakar masih memungkinkan mengingat kebutuhan udara untuk membakar gas bakar jauh lebih rendah dibanding kebutuhan udara untuk gas alam maupun solar. Hasil ujicoba di pilot plant terbukti bahwa PLTD sistem dual fuel juga dapat dioperasikan menggunakan bahan bakar solar dan bakar dari batubara (Suprapto, 2009). Namun yang harus diperhatikan untuk penggunaan mesin Diesel adalah kadar pengotor terutama debu dan asam dalam gas bakar harus serendah mungkin. Tetapi saat ini di pasaran telah tersedia gasifier batubara kapasitas kecil yang dilengkapi sistem pemurnian gas yang dapat memisahkan partikel debu dan cairan ter. Kadar pengotor dalam gas bakar yang diperbolehkan apabila digunakan untuk mesin pembakaran internal (internal combustion engine) seperti mesin Diesel adalah sebagai berikut (Tiedema, 1983):
• Partikulat : < 50 mg/m3
• Ter : < 500 mg/m gas
3 gas
2.1 Pembentukan Ter dalam Gasifikasi Teknologi Fixed Bed
Reaksi yang terjadi selama proses gasifikasi sangat komplek syang dikelompokkan menjadi pengeringan, pirolisis, reaksi reduksi dan reaksi oksidasi. Reaksi-reaksi tersebut
8 dapat berlangsung secara bertahap atau secara simultan tergantung pada jenis reaktor (gasifier) yang digunakan. Pada reaktor fluidized bed dan entrained flow reaksi gasifikasi berlangsung secara simultan seperti terlihat pada Gambar 2.1.
a. Reaksi Gasifikasi secara bertahap b. Reaksi Gasifikasi secara simultan Gambar 2.1. Jenis Reaksi Gasifikasi
Secara kimiawi ter mengandung banyak senyawa aromatik.Ter dihasilkan pada proses pirolisis. Pada gasifikasi teknologi fixed bed, reaksi gasifikasi terjadi secara bertahap, menyebabkan ter tidak terkonversi menjadi producer gas dalam produk gas (producer gas). Ter kemudian dipisahkan dari producer gas pada proses pendinginan dan pemurnian. Ter ditampung di bak penampungan ter yang kemudian diolah lebih lanjut.
2.2 Pemanfaatan Ter
Ada beberapa cara pemanfaatan ter, antara lain dimanfaatkan sebagai bahan baku kimia seperti benzene, toluen dan xylene (BTX), sebagai bahan bakar dan sebagai bahan baku pembuatan producer gas atau syngas. BTX merupakan bahan kimia aromatik yang menjadi bahan baku berbagai industri kimia. BTX diproduksi dari ter hasil gasifikasi dan karbonisasi batubara melalui proses destilasi dan ekstraksi sampai dengan masa perang dunia II (Kent, 2007). Setelah masa tersebut BTX lebih banyak diproduksi dari industri sintesis petrokimia karena lebih ekonomis dan memiliki kemurnian yang tinggi. Pemanfaatan ter sebagai bahan bakar sudah dikembangkan
9 oleh beberapa pihak, antara lain oleh Puslitbang tekMIRA seperti dapat dilihat pada Gambar 2.2.
Gambar 2.2. Tungku pembakaran ter
Pemanfaatan ter untuk bahan baku producer gas atau syngas dapat dilakukan melalui proses reforming. Teknologi reforming ter dibedakan menjadi dua, yaitu reforming menggunakan pereaksi steam (steam reforming, SR) dan reforming secara autotermal (autothermal reforming, ATR). Pada teknologi steam reforming, ter direaksikan dengan steam sehingga terjadi reaksi sebagai berikut:
CxHyOz + H2O ⇔ CO + H2, ∆H = + (positif)
Reaksi tersebut bersifat endotermal, sehingga membutuhkan pasokan energi dari luar sistem. Pada teknologi reforming secara autotermal menggunakan pereaksi oksigen atau udara dengan laju alir dibawah stoikoimetri sehingga terjadi pembakaran parsial dengan reaksi kimia sebagai berikut:
CxHyOz + O2⇔ CO + H2
Reaksi tersebut bersifat eksotermal, sehingga tidak membutuhkan tambahan panas dari luar sistem. Teknologi reforming secara autotermal juga dikenal dengan nama oksidasi parsial (partial oxidation, POX) dan gasifikasi. Contoh proses reforming ter
10 untuk menghasilkan gas sintesis adalah proses Lurgi’s Multi purpuses gasification (MPG) dengan spesifikasi umpan dan produk seperti ditunjukan pada Tabel 2.1.
Tabel 2.1. Komposisi umpan dan produk reforming ter Komposisi Umpan (Ter dari
batubara bituminus), %berat
Komposisi gas sintesis, %vol
C 88,1 CO2 5,7 H 5,7 CO 54,3 O 4,4 H2 38,9 N 0,9 CH4 0,1 S 0,8 N2+Ar 0,8 Abu 0,1 H2S 0,2
III. PROGRAM KEGIATAN
3.1. Ujicoba proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor 5000-5800 kkal/kg adb.
Output :
- Mendapatkan data kondisi pengoperasian gasifier
- Standard Operasional Procedur (SOP) pengoperasian gasifier unggun tetap - Process Flow Diagram (PFD) proses gasifikasi dengan gasifier unggun tetap
3.2. Ujicoba proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor 4000-5000 kkal/kg adb.
Output :
- Tidak jadi dilaksanakan dikarenakan waktu yang tidak memungkinkan
3.3. Mempelajari karakteristik abu batubara yang merupakan pengotor pada proses gasifikasi unggun tetap.
Output :
11 3.4. Pengamatan dan penelitian fisik dan kimia pada gas-gas hasil proses gasifikasi batubara
system unggun tetap. Output :
- Data komposisi gas batubara hasil gasifikasi batubara dan nilai kalor gas.
3.5. Ujicoba pemanfaatan proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor 5000-5800 kkal/kg adb untuk generator set/pembangkit listrik.
Output :
- Generator set dapat beroperasi dengan menggunakan bahan bakar dual fuel yaitu bahan bakar solar dan gas hasil gasifikasi batubara dengan nilai kalor 5000-5800 kkal/kg.
3.6. Evaluasi kinerja dan effisiensi proses gasifikasi batubara kalori menengah untuk generator set
Output :
- Mendapatkan data neraca massa total dan rasio gasifikasi batubara. 3.8. Pengolahan ter limbah gasifikasi batubara
Output :
- Pemanfaatan ter sebagai bahan bakar burner untuk produksi steam pada boiler
3.9. Pembriketan batubara halus hasil (<20mm) hasil dari pemilahan dan pengayakan batubara.
Output :
- Tidak dilaksanakan karena batubara halus akan diserahkan pada tim sikloburner untuk digunakan sebagai bahan bakar tungku pembakar siklon.
3.10. Modifikasi beberapa peralatan pendukung proses gasifikasi batubara Output :
- Pengoperasian gasifier yang lebih stabil dan aman. Modifikasi meliputi : Pembuangan abu, tungku ter dan boiler, kelistrikan untuk beban, pipanisasi di seluruh water seal, instalasi pipa output di fog drop, pembuangan kondensat dari utility.
3.11. Penentuan lokasi komersial pabrik gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik di pulau Sumatra atau Kalimantan.
12 - Mendapatkan data PLTD di pulau Sumatra atau Kalimantan dengan melakukan
diskusi dengan PT. PLN Pusat, Pengusaha batubara dan instansi terkait tentang kapasitas PLTD yang ada, kebutuhan listrik dan potensi batubara yang berkaitan dengan PLTD serta kemungkinan pengganti/substitusi PLTD ke PLTD dual fuel.
3.12. Melakukan forum discussion group (FGD) Output :
- Mendorong pemerintah dan pengusaha untuk mempercepat implementasi penggunaan bahan bakar batubara untuk mempercepat aplikasi penggunaan bahan bakar batubara untuk pembangkit listrik di Indonesia.
IV. METODOLOGI
4.1. UJicoba proses gasifikasi system unggun tetap menggunakan batubara dengan nilai kalor 5800 kkal/kg adb
• Batubara yang dimasukan ke reaktor dibakar dengan cara tidak sempurna dimana udara masuk melalui bagian bawah reaktor (Up-draft). Output gas dibagi 2 yaitu upstage dan downstage.
• Gas dari upstage kemudian dialirkan menuju electrostatic Preciptitator (EP-1), kandungan ter dan partikulat yang terdapat pada gas dipisahkan dengan aliran listrik di EP-1, ter dan partikulat akan menempel di dinding bagian dalam EP-1 yang secara gravitasi akan turun kebawah dan dialirkan menuju bak ter, sementara gas batubara yang lolos dialirkan menuju menara indirect cooler.
• Gas dari downstage dialirkan menuju cyclone untuk dipisahkan partikulatnya dan didinginkan di wind cooler, setelah itu gas dialirkan menuju menara indirect cooler (IC) dan bergabung dengan gas yang berasal dari upstage.
• Dari IC gas batubara diumpankan menuju EP-2 untuk memisahkan tar yang masih tersisa.
• Gas yang keluar dari EP-2 dialirkan menuju storage tank sebelum diumpankan menuju tangki desulphurisasi untuk memisahkan H2S yang terkandung dalam gas batubara. • Gas dialirkan menuju fog drop untuk memisahkan moisture yang masih terkandung
13 • Sebelum masuk ke mesin diesel jumlah ter dan partikulat harus memenuhi syarat yaitu
ter < 500 mg/Nm3 dan Partikulat < 50 mg/Nm3
• Gas yang sudah memenuhi syarat masuk ke mesin Diesel melalui Intake udara (lihat Gambar 3) atau Nozel dengan melalui Konversion Kit (Alat ini untuk mengatur pemasukan gas dan solar)
yang dianalisa menggunakan alat ter analyzer
• Menghitung perbandingan antara solar dengan gas batubara terhadap Diesel 450 kVA untuk dikembangkan ke PLTD 1 MW adalah metode kompilasi data yang bertujuan memadukan semua data hasil pengamatan ujicoba gasifikasi batubara untuk menghasilkan gas batubara secara sistematis dan riil pada setiap langkah ujicoba pada variabel proses yang dipilih. Data yang dihimpun berasal dari kegiatan litbang sebelumnya, referensi literatur dan hasil percobaan saat ini.
Bahan, data dan informasi yang diperoleh kemudian diolah dan dianalisa serta disajikan dalam tabulasi atau grafik untuk dibandingkan dengan terget percobaan.
Kriteria keberhasilan kegiatan yang diperoleh akan tergambar pada :
- Proses gasifikasi batubara menggunakan batubara dengan nilai kalor 5000-5600 kkal/kg. - Output daya generator mencapai 60-70 % dari kapasitas penuh.
- Semua indikator pada generator berjalan normal
- Unit gasifier beroperasi minimal 80 % dari kapasitas umpan batubara yang terdesain. - Operasi berlangsung non stop 24 jam .
14 Gambar 4.1 Skema rangkaian unit gasifikasi batubara
13 V. HASIL DAN PEMBAHASAN
5.1 Modifikasi
A. Modifikasi tahap-1 (Modifikasi Peralatan penunjang gasifier batubara) 1. Modifikasi pembuangan abu sisa gasifikasi
Berdasarkan dari hasil percobaan yang sudah dilakukan, pembuangan abu untuk sisa gasifikasi kurang berfungsi dengan baik. Ketika over flow abu dari ash tray, tumpahan abu tidak seluruhnya masuk ke dalam tempat yg disediakan. Sehubungan hal tersebut pada saat pengambilan data material balance kurang akurat.
Kegiatan diawali dengan desain gambar untuk pembuatan pembuangan abu dilanjutkan dengan pemotongan plat. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar dibawah ini.
2. Modifikasi tungku ter dan boiler
Pada percobaan pembakaran ter yang telah dilakukan bertujuan untuk mengetahui ketahanan tungku ter dan mengetahui kondisi proses pembakaran yang ideal. Untuk ujicoba selanjutanya, hasil pembakaran ter akan diaplikasikan untuk pembangkitan
Gambar 5.3 Diskusi perencanaan
Gambar 5.2 Pemotongan plat
Gambar 5.4 Setting modifikasi Gambar 5.1 Pembuangan abu
14 steam pada boiler. Steam yang dihasilkan akan digunakan untuk menanggulangi kebutuhan steam pada proses gasifikasi pada saaat produksi steam utama kurang. Kegiatan diawali pembuatan bak ter, kemudian rekondisi boiler yang akan di koneksi dengan tungku pembakar ter. Kegiatan pembuatan bak ter bisa dilihat pada gambar 5.5.
14 3. Modifikasi instalasi listrik untuk beban
Pada percobaan sebelumnya output daya listrik dialirkan ke di Pilot Plant Bio Briket dengan kondisi no load operation beberapa peralatan. Jaringan listrik output daya generator (objek penelitian) beban masih terkoneksi dengan beberapa instalasi lain, sehingga mengganggu kegiatan di Pilot Plant yg lain. Sehubungan dengan hal , maka dilakukan modifikasi instalasi kelistrikan untuk output. Kegiatan meliputi pembuatan jalur utama untuk beban yang akan digunakan pada saat ujicoba. Kegiatan tersebut terlihat pada gambar 5.7.
Gambar 5.5 Pembuatan bak ter
15 4. Modifikasi piping di water seal
Sistem pemipaan penampungan ter hasil samping dari proses gasifikasi pada uji coba sebelumnnya masih kurang baik. Sehubungan hal tersebut masih sering terjadi blocking pada sistem instalasi pemipaan ter dan masih banyak ter yang tumpah di area Pilot Plant Gasifikasi. Sehingga pengambilan data untuk material balance kurang akurat. Kegiatan diawali dengan rekontruksi pipa output water seal dilanjutkan dengan pembuatan sistem over flow air dari water seal. Kegiatan modifikasi tersebut bisa dilihat pada gambar 5.8 dan 5.9.
5. Modifikasi instalasi pipa output di fog drop
Gambar 5.7 Pengerjaan jalur utama beban genset
Gambar 5.8 Rekontruksi pipa output water seal
16 Pada percobaan sebelumya, diketahui masih adanya kondensat yang terbentuk dari hasil kondensasi di fog drop, sehingga pada frekuensi waktu tertentu harus drain out terhadap air tersebut secara manual. Sehingga diperlukan instalasi baru agar proses drain out berlangsung dengan kontinyu dan otomatis. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.10 dan 5.11.
6. Modifikasi pembuangan kondensat dari steam utility
Pada percobaan sebelumnya, kondesat yang dihasilkan dari sistem steam utility hanya dibuang keluar. Pada percobaan selanjutnya kondesat akan di kalibrasi per satuan waktu untuk memperoleh data material balance yang akurat. Kegiatan diawali dengan rekontruksi pipa steam kondensat. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini.
Gambar 5.10 Pembuatan water seal untuk fog drop
17 7. Modifikasi lanjutan tungku ter
Berdasarkan dari kegiatan sebelumnnya modifikasi tungku ter dan boiler baru mencapai 40% pengerjaan. Modifikasi baru sampai tahap penyempurnaan rangka bak ter dan rekondisi boiler. Kegiatan dilanjutkan dengan penyempurnaan dan setting tungku ter, kemudian dilanjutkan dengan setting instalasi pipa tungku ter yang secara terintegrasi dengan boiler. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.13.
8. Modifikasi lanjutan water seal
Kegiatan modifikasi water seal sebelumnya baru mencapai 40% pengerjaan. Modifikasi baru sampai tahap pengerjaan di water seal-1 (input EP-1). Kegiatan dilanjutkan dengan pengerjaan modifikasi di WS-2 (Input Indirect Cooler), WS-3 (input EP-2) dan WS-4 (0utput air cooler). Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini.
Gambar 5.12 Rekontruksi pipa steam kondensat
18 9. Modifikasi lanjutan pembuangan abu sisa gasifikasi
Pada kegiatan modifikasi sebelumnya baru mencapai 60% pengerjaan, kegiatan modifikasi baru sampai tahap pengerjaan pembuangan abu-1. Kegiatan dilanjutkan dengan pengerjaan pembuangan abu-2. Kegiatan diawali dengan pembuatan rangka dan dilanjutkan dengan setting dan pemasangan pembuangan abu. Kegiatan modifikasi lanjutan bisa dilihat pada gambar 5.15 dan 5.16.
10. Modifikasi lanjutan pembuangan kondensat dari steam utility
Gambar 5.14 Pengerjaan modifikasi WS-2 dan WS-4
Gambar 5.15 Pengerjaan modifikasi pembuangan abu-2
19 Kegiatan modifikasi sebelumnya hanya sampai dengan kegiatan rekonstruksi pipa steam kondesat. Kegiatan diawali dengan setting pipa steam di tiap water seal dilanjutkan dengan pemasangan pipa steam secara terintegrasi dari setiap water seal. Hasil kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.17.
B. Modifikasi tahap-2
Kegiatan modifikasi tahap-2 meliputi modifikasi line pipa setelah fogdrop menuju generator, instalasi line steam dari ter boiler menuju seal poking hole, penambahan inverter blower, pergantian pompa air sirkulasi air pendingin di indirect cooler, perbaikan pembacaan amperemeter dan voltmeter di electrostatic precipitator 1 dan 2 serta pengecekan flow udara primer reaksi gasifikasi batubara. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini.
Gambar 5.18 Modifikasi pipa inlet generator
20
Gambar 5.19 Modifikasi sambungan pipa steam
Gambar 5.20 Pemasangan inverter
5.2 Ujicoba gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel 5.2.1Persiapan tahap-1
Kegiatan persiapan yang meliputi : Pengecekan pompa ter, Pengecekan pompa sirkulasi, Pengecekan pompa soften water, Pengecekan Air blower, Pengecekan pressure adder, Pengecekan sirkulasi air steam, Pengecekan ash tray, Pengecekan hoist crane, Pengecekan water control valve SD-1, Pengecekan water control valve SD-2, Pengecekan generator, Pengecekan sampling point, dan Line up seluruh plant. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.21 dan 5.22.
21
Gambar 5.21 Pengecekan pompa sirkulasi
Gambar 5.22 Pengecekan pompa ter
5.2.2 Ujicoba tahap-1
Kegiatan diawali dengan penyusunan abu batubara dan kayu bakar untuk start-up. Ujicoba dilakukan kontinyu 24 jam dengan pembagian 2 shift kerja dan 3 group. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini (Gambar 5.23 ,5.24 dan 5.25).
22
Gambar 5.24 Penyusunan kayu bakar
Gambar 5.25 Penyalaan awal
Umpan batubara yang digunakan berasal dari Muara Enim, Sumatera Selatan dengan nilai kalor 5800-6000 kkal/kg. Sumatera Selatan. Komposisi batubara umpan yang digunakan adalah sebagai berikut (Tabel 5.1)
23 Proximate :
Air 13,69 - % adb ASTM D.3173
Abu 1,4 - % adb ASTM D.3174
Zat Terbang 40,07 - % adb ISO 562
Carbon Padat 44,84 % adb ASTM D.3172
Ultimate :
Total Carbon 66,59 - % adb ASTM D.5373
Total Hidrogen 6,36 - % adb ASTM D.5373
Nitrogen 1,28 - % adb ASTM D.5373
Total Sulphur 0,24 - % adb ASTM D.4239
Oxygen 24,13 - % adb ASTM D.3176
Nilai Kalor 5947 6324 cal/g adb ASTM D.5865
FSI ½ 0 ASTM D.720
HGI 68 - ASTM D.409
Metode Basis
Unit Parameter Analisis Tanjung Enim Batubara KalimantanBatubara
Pencatatan data (log sheet) dilakukan secara berkala setiap 1 jam sekali. Pengumpanan batubara rata-rata sekitar 200-300 kg/jam. Proses gasifikasi berlangsung dengan stabil, namun pada hari ke-8 ditemukan adanya kebocoran gas di bawah gasifier, yang menyebabkan proses gasifikasi harus dihentikan. Tekanan udara primer yang masuk ke unggun sangat rendah sehingga tekanan produk gas pun menjadi sangat rendah mendekati persyaratan minimum produk gas yang akan memasuki pressure adder. Hal ini menyebabkan proses ujicoba harus dihentikan untuk menghindari kemungkinan adanya perubahan tekanan mendadak dalam gasifier yang bisa berakibat fatal. Namun, dari hasil ujicoba didapat gas batubara dengan komposisi gas batubara pada umumnya, komposisi tersebut dapat dilihat pada tabel 5.2.kegiatan ujicoba tahap-1 bisa dilihat pada gambar 5.26, 5.27 dan 5.28.
Tabel 5.2 Data analisis gas Run-1
CO2 O2 CO CH4 H2 N2 Nilai kalor % % % % % % Kkal/Nm3 5,74 0,41 22,35 1,40 0,78 69,58 823,09 4,76 0,66 24,25 1,09 3,56 65,96 921,60 4,29 0,38 26,24 2,48 3,70 62,92 1103,56 2,99 0,31 22,22 4,66 4,32 65,83 1184,36 3,46 0,51 26,18 5,35 2,86 61,65 1326,22 3,82 0,26 29,72 3,84 6,09 56,27 1387,91
24
Gambar 5.26 Kegiatan penyucukan untuk memonitor kondisi layer unggun dalam gasifier
Gambar 5.27 Monitoring kondisi proses di CCR dan Generator
Gambar 5.28 Monitoring pressure air blower
Hasil dari pengamatan setelah proses cooling down ditemukan adanya penyumbatan di jalur suplai air menuju water seal di bawah gasifier sehingga menyebabkan air tidak dapat masuk ke. Air di water seal berguna untuk menahan suplai udara primer masuk ke gasifier.
Output daya generator disuplai ke dummy load yang dibuat oleh PT. PLN. Beban yang disuplai ke dummy load ternyata sangat fluktuatif karena luas permukaan dummy load
25 kecil sehingga permukaan air garam di dummy load turun naik yang mengakibatkan beban turut berubah rubah. Resume data run-1 bisa dilihat pada tabel 5.3.
Tabel 5.3 Hasil ujicoba tahap-1
Udara
Batubara
Nilai Kalor Gas Output Genset
Ratio G/D
Air Flow x 10
2(m
3/jam)
(kg/h)
(Kkal/Nm³)
(kw)
%
2,60
318,50
-
-
-2,48
170,63
823,09
-
-2,47
365,63
921,60
-
-2,46
146,25
1103,56
-
-2,47
292,50
1184,36
77
41
2,50
268,13
1326,22
-
-2,45
73,13
1387,91
13
-Selama proses kegiatan modifikasi, dilakukan pekerjaan penyusunan SOP (Standard Operasional Procedure) dan pembuatan PFD (Process Flow Diagram) proses gasifikasi batubara.
- Penyusunan Standard Operation Procedur (SOP) dan Process & Instrument Diagram (P&ID)
a. Revisi SOP proses gasifikasi setelah modifikasi
Setelah dilakukannya beberapa modifikasi, maka terjadi perubahan dalam pengoperasian gasifier, untuk pelaksanaan pengoperasian proses gasifikasi yang standar maka dilakukan penyusunan SOP proses gasifikasi batubara (Lampiran II).
b. Penyusunan P & ID pilot plant gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel.
Process and Instrument Diagram menjadi sangat penting untuk mengetahui aliran process dan posisi instrument di pilot plant gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel. P&ID ini disusun sesuai dengan modifikasi yang telah dilakukan (Lampiran III).
26 Sebelum dilakukannya kegiatan ujicoba tahap-2 dilakukan kegiatan persiapan. Kegiatan persiapan yang dilakukan meliputi : pemeriksaan pompa ter, pompa sirkulasi, pompa soften water, Air blower, pressure adder, sirkulasi air steam, ash tray pembuangan, hoist crane, water control valve SD-1 dan SD-2, generator, sampling point dan line up seluruh plant. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini.
Gambar 5.29 Pengecekan pompa sirkulasi
Gambar 5.30 Pengecekan pompa soften water
27
Gambar 5.32 Penyusunan abu batubara
Gambar 5.33 Penyusunan kayu bakar
Pada ujicoba tahap-2 ini, umpan yang digunakan adalah batubara dengan nilai kalor 5600-5800 kkal/kg. Pengumpanan rata-rata 280-350 kg/jam. Hasil analisa raw batubara dan hasil ujicoba tahap-2 bisa dilihat pada tabel 5.3 dan 5.4.
28
PLTD PLTD
Kadar Air Total 2,28 30,15 % ar ASTM D.3302
Proximate :
Air 1,79 15,26 % adb ASTM D.3173
Abu 10,32 1,39 % adb ASTM D.3174
Zat Terbang 1,36 41,2 % adb ISO 562
Carbon Padat 86,53 42,15 % adb ASTM D.3172
Ultimate :
Total Carbon 85,91 61,08 % adb ASTM D.5373
Total Hidrogen 1,24 6,4 % adb ASTM D.5373
Nitrogen 1,49 0,84 % adb ASTM D.5373
Total Sulphur 0,64 0,17 % adb ASTM D.4239
Oxygen 0,4 30,12 % adb ASTM D.3176
Nilai Kalor 6994 5587 cal/g adb ASTM D.5865
FSI 0 0 ASTM D.720
Parameter Analisis KOKAS Batubara Unit Basis Metode
Tabel 5.5 Hasil ujicoba tahap-2
Udara Batubara Nilai Kalor Gas Output Genset Ratio G/D
1,60 243,75 1209,93 - -1,60 292,50 1137,03 - -1,60 316,88 1214,04 - -1,61 219,38 1398,83 - -1,58 341,25 1135,82 87 30 1,61 243,75 1256,68 70 43 1,60 365,63 1186,13 85 38 1,60 292,50 959,34 - -1,51 243,75 1012,77 45 26 1,61 438,75 1025,71 80 30 1,52 243,75 1361,23 - -1,57 146,25 1254,90 - -1,55 268,13 1132,195 - -1,58 281,25 1175,74 73,40 33,40 % Air Flow x 102 (m3/jam) (kg/h) (Kkal/Nm³) (kw)
Ujicoba dilakukan selama 15 hari. Setelah kandungan ter dan partikulat memenuhi persyaratan, gas hasil pembakaran gasifikasi diumpankan ke generator dengan daya 150 kw. Gas bisa masuk sekiter 50-60% dan rasio gas dan solar adalah 60:40. Pada ujicoba ini terjadi kendala di hari ke-14, pressure air blower tinggi namun pembakaran di dalam reaktor kurang bagus sehingga steam tidak terbentuk. Kondisi ini kemungkinan disebabkan oleh karakteristik batubara kalori rendah. Batubara ini mudah hancur
29 sehingga distribusi udara di reaktor tidak bagus karena terhalangi oleh batubara halus. Hasil anisa gas ujicoba yahap-2 dapat dilihat pada tabel 5.5. Kegiatan ujicoba tahap-2 bisa dilihat pada gambar 5.34, 5.35 dan 5.36
Tabel 5.6 Hasil analisis gas Run-2
CO2 O2 CO CH4 H2 N2 % % % % % % 4,40 0,22 27,22 2,56 6,37 66,37 5,35 0,15 26,29 2,68 4,27 77,94 5,09 0,15 28,83 2,85 3,70 59,34 5,22 0,16 27,97 3,70 11,13 66,26 5,10 0,16 26,01 2,78 4,19 61,60 5,27 0,15 29,28 2,53 5,88 58,04 5,40 0,19 29,36 2,31 3,77 64,40 5,43 0,19 25,42 1,26 3,12 64,07 8,22 0,31 25,96 2,05 1,92 69,21 10,29 0,18 25,32 1,98 3,39 79,35 6,58 0,13 27,04 3,20 10,33 77,07 7,05 0,16 25,93 2,98 8,24 77,65 8,55 0,20 24,90 2,65 5,80 80,38 6,30 0,18 26,89 2,58 5,55 69,36
30
Gambar 5.34 Penyalaan awal
Gambar 5.35 Kegiatan penyucukan untuk melihat kondisi proses gasifikasi
Gambar 5.36 Monitoring kondisi proses di CCR
5.3 Ujicoba ter
5.3.1 Ujicoba ter tahap-1
Ujicoba diawali dengan preparasi ter, ter dipanaskan dengan kayu bakar sebelum masuk ke dalam tungku pembakaran. Setelah ter dipanaskan, ter dimasukan ke dalam tangki sirkulasi ter. Umpan ter dijaga dengan mengatur bukaan valve sirkulasi dan valve input umpan. Flow rate umpan rata-rata 90-100 liter/jam, dengan flow rate tersebut menghasilkan temperatur siklon burner mencapai 1100-1250°C dan temperatur
31 cerobong mencapai 450-500°C. Selain percobaan ter sebagai bahan bakar pembakaran, dilakukan juga ujicoba penambahan air phenol sebagai bahan bakar. Hasil ujicoba tersebut mengasilkan temperatur sampai 1796°C. kondisi tersebut menyebabkan thermocouple yang berada dalam tungku siklon error karena spesifikasi thermocouple hanya sampai 1200°C. Namun dari hasil ujicoba pembakaran ter tersebut belum bias diaplikasikan untuk pemanas boiler karena siklon burner dan boiler belum terkoneksi dan perlu beberapa modifikasi di boiler. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar di bawah ini. Data hasil ujicoba bisa dilihat di lampiran I.
Gambar 5.37 Preparasi ter
32 5.3.2. Ujicoba ter tahap-2
Ujicoba diawali dengan preparasi ter, ter dipanaskan dengan kayu bakar sebelum masuk ke dalam tungku pembakaran. Setelah ter dipanaskan, ter dimasukan ke dalam tangki sirkulasi ter. Umpan ter dijaga dengan mengatur bukaan valve sirkulasi dan valve input umpan. Pada tanggal 13 Maret, flow rate umpan rata-rata 100 liter/jam, dengan flow rate tersebut menghasilkan temperatur siklon burner mencapai 1200-1399°C dan temperatur cerobong mencapai 1200°C. dengan temperature mencapai 1399°C mengakibatkan thermocouple di T1
5.3.3. Ujicoba pembakaran ter tahap-2 lanjutan
rusak karena melebihi kapasitas thermocouple. Maka, pada tanggal 14 Maret flow rate umpan rata-rata hanya 90 liter/jam, dengan temperature siklon burner mencapai 1100 – 1200°C. Pada tanggal 15 Maret flow rate umpan diturunkan menjadi 70 liter/jam, temperatur siklon burner mencapai 1100°C.
Ujicoba diawali dengan preparasi ter, ter dipanaskan dengan kayu bakar sebelum masuk ke dalam tungku pembakaran. Setelah ter dipanaskan, ter dimasukan ke dalam tangki sirkulasi ter. Umpan ter dijaga dengan mengatur bukaan valve sirkulasi dan valve input
Gambar 5.39 Penambahan air phenol ke dalam tungku pembakaran
Gambar 5.40 Penambahan air phenol ke dalam tungku pembakaran, temperatur mencapai 1796°C sehingga pembacaan thermocouple error.
33 umpan. Flow rate umpan rata-rata 76 liter/jam, dengan flow rate tersebut menghasilkan temperatur siklon burner mencapai 1100-1200°C. Pada tanggal 18 Maret terjadi pemadaman listrik dari PLN dari jam 10:00 sampai 16:00 sehingga hanya satu kali pembakaran ter yang bisa dilakukan. Pada tanggal 19 Maret flow rate umpan rata-rate 84 liter/jam, temperature siklon burner tidak bisa terbaca karena thermocouple mengalami kerusakan pada uji coba sebelumnya. Dilakukan uji coba penambahan air phenol pada tungku pembakaran, penambahan air phenol mengakibatkan penurunan flow rate umpan ter sampai 68 liter/jam. Uji coba pembakaran dilakukan dengan interval 1 jam untuk pengukuran level ter. Pada saat ujicoba terdapat kendala pada nozzle ter, yaitu pemampatan ter pada nozzle. Perlu adanya modifikasi pada nozzle agar tidak terjadi kendala. Data hasil ujicoba bisa dilihat di Lampiran I.
5.3.4. Ujicoba ter tahap-3
Preparasi ter dilakukan dengan cara memanaskan ter di dalam drum dengan kayu bakar. Setelah di panaskan, ter masuk ke dalam bak sirkulasi ter. Umpan ter dijaga dengan mengatur bukaan valve sirkulasi dan valve input umpan. Pada percobaan ini rata-rata umpan 5.2 liter/jam, dengan umpan tersebut menghasilkan temperature siklon burner 444 °C dan temperature cerobong 118 °C. Pada percobaan kali ini, steam yang dihasilkan dialirkan ke unit gasifikasi untuk membantu kebutuhan pada unit utility (sealing gas pada proses penyucukan layer gasifikasi). Tekanan steam di boiler mencapai 1.3 bar dan di unit gasifier 1.1 bar. Hasil kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.41 dan tabel 5.7.
Gambar 5.41 Steam yang dihasilkan dari ujicoba pembakaran ter
34
Debit air P1 P2 V tar T1 T2
(m3/jam) (bar) (bar) (Liter) (°C) (°C)
0.3 1.4 - 3.6 112.8 91.8 0.2 1.0 - 10.7 216.7 62.0 0.4 2.0 183.8 60.0 0.1 1.3 - 4.0 342.0 144.0 0.1 1.7 - 3.1 396.0 153.0 0.1 1.6 - 7.5 607.0 128.0 0.1 1.2 - 4.6 766.0 122.0 0.1 1.8 1.1 5.0 670.0 144.0 0.1 1.6 1.2 6.0 709.0 158.0 0.2 1.3 1.2 5.2 444.8 118.1 Modifikasi burner Modifikasi burner Modifikasi pipa
5.4 Kunjungan ke daerah potensi aplikasi gasifikasi batubara untuk PLTD dual fuel. 5.4.1 PLTGB Melak, Kalimantan Tengah
PLTGB Melak dibangun oleh PT Cipta Daya Nusantara (PT CDN), kemudian untuk memenuhi pasokan batubara PT CDN menggandeng Perusahaan Daerah Kutai Barat. PLTGB Melak merupakan pusat listrik yang menggunakan generator gas (gas engine) dengan bahan bakar (100%) gas hasil gasifikasi batubara dan merupakan mesin baru dan khusus didesain untuk gas batubara. Terdapat 3 gasifier dan 22 unit generator @ 500 kW (3 unit stand by) yang semuanya berasal dari China. namun efektifnya hanya mampu beroperasi maksimal 70% dari kapasitas yaitu 350 kW/unit. Selama pengoperasiannya, dibutuhkan kurang lebih 31 orang operator yang bekerja 2 shift untuk di gasifier dan di generator (control room dan engine).
Kegiatan Komissioning telah dilakukan pada bulan Juni 2011 dan mulai beroperasi penuh pada bulan Februari 2012 hingga Februari 2013. Selama 1 tahun beroperasi, PLTGB menghasilkan listrik sebanyak 3,8 MW (maksimal) termasuk pemakaian sendiri sebanyak 250 kW. Listrik yang dihasilkan oleh PLTGB dijual ke PT PLN dengan harga sekiter Rp 1.500,- per kWh. Harga ini berada diantara PLTU Batubara (sekitar Rp 700,-/kWh) dan PLTD (sekitar Rp 3.000,-/kWh). Pada bulan Februari 2013, PLTGB tidak dapat beroperasi dengan baik karena permasalahan teknis. Untuk mengatasi masalah tersebut PT CDN menunjuk PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) untuk melakukan operasi dan perbaikan PLTGB Melak. Keberhasilan pengoperasian PLTGB Melak akan menjadi pionir dalam proyek PLTGB PT PLN dan akan sangat membantu program elektrifikasi nasional sehingga perlu didukung sepenuhnya.
35 Permasalahan teknis yang terjadi adalah karena pipa di dalam gasifier meleleh dan putus. Menurut pihak PT. CDN hal ini kemungkinan disebabkan oleh pergantian pasokan batubara. Sebelumnya pasokan batubara ke PLTGB disuplai oleh PT. Trubaindo dengan spesifikasi (nilai kalor) 5.500 kkal/kg. Setelah 1 tahun beroperasi, sesuai peraturan daerah, pemasoknya diganti oleh PT. Gunung Bayan. Diperkirakan batubara yang dipasok oleh PT. Gunung Bayan adalah hasil blending, hal ini ditunjukkan oleh hasil analisa batubara tersebut mencapai 7.400 kkal/kg sehingga untuk mendapatkan batubara yang sesuai dengan spesifikasi nilai kalor yang diinginkan maka batubara tersebut di blending dengan batubara yang memiliki nilai kalor rendah (4000-5000 kkal/kg).
Hasil analisa batubara dapat dilihat pada table 5.8. Pengambilan sample tersebut dilakukan oleh PT. CDN dan dianalisa di Laboratorium kota Samarinda.
Tabel 5.8 Data Analisis Batubara Yang Digunakan di PLTGB Melak Parameter Batubara Trubaindo Batubara G.Bayan
Air Total, % ar. 14,99 3,70
Air Lembab, % adb. 12,13 3,25
Abu, % adb. 6,32 5,53
Zat Terbang, % adb. 36,76 41,63
Karbon Tertambat, % adb 44,79 49,59
Belerang, % adb. 1,87 1,88
Nilai Kalor, kkal/kg adb.
kkal/kg ar 6.087 5.889 7.477 7.442 HGI 51 51
Selain permasalahan umpan batubara, timbul masalah baru yaitu hasil samping proses gasifikasi yang berupa ter yang berpotensi merusak lingkungan dan peralatan pendukung gasifier. Perusahaan belum mendapatkan solusi mengenai limbah ter yang dihasilkan. Hingga saat ini limbah tersebut masih disimpan di dalam drum dan penampungan, namun jumlahnya saat ini sudah melebihi kapasitas penampungan.
36 Selain permasalahan-permasalahan tersebut, SOP (standard operasional Procedure) pengoperasian gasifier kurang bisa dimengerti karena SOP yang dibuat dalam bahasa china apabila diterjemahkan dalam bahasa inggris atau Indonesia terkadang kurang tepat sehingga membingungkan pekerja di perusahaan tersebut, hal ini menyebabkan adanya beberapa SOP yang tidak dilaksanakan seperti tidak dilakukannya proses sirkulasi air pencuci di indirect cooler pada proses pemurnian gas. Proses pemurnian gas hasil gasifikasi batubara melalui tahapan proses pemurnian hasil gas batubara pada umumnya yaitu dengan mengunakan electroprecipitator untuk memisahkan ter dari gas batubara selanjutnya penyerapan sulphur dari gas (desulfurisasi) menggunakan bahan kimia berupa V2O5, soda
api dan karbon aktif. Untuk keperluan perawatan di desulfurisasi maka bahan kimianya diganti setiap 6 bulan sekali dan pembersihan pipa aliran gas selama 1 minggu sedangkan proteksi terakhir adalah filter gas pada generator yang diganti setiap 300 jam operasi. Ketahanan filter juga sangat tergantung pada kualitas gas. Jika kualitas gas jelek, seperti kadar ter dan partikulat masih tinggi, maka filter harus diganti lebih cepat.
Gambar 5.42 Tim bersama manajer PLTGB Melak di generator
37 Gambar 5.44 Stockpile batubara dan saringan
5.4.2 Pulau Nias, Sumatera Utera
Sesuai surat Kepala Puslitbang tekMIRA No. 1175/05/BLT/2014 tanggal 12 Juni 2014 dan surat balasan Walikota Gunungsitoli No. 540/5125/SDA/2014 tanggal 20 Juni 2014, maka pada tanggal 24 Juni 2014, jam 09.00 – 11.00 telah dilakukan rapat koordinasi di kantor Walikota Gunungsitoli, Pulau Nias. Agenda dari pertemuan adalah pemaparan dan diskusi tentang rencana pembangunan gasifikasi batubara untuk pembangkit listrik tenaga disel (PLTD) sistem dual fuel di Gunungsitoli. Pertemuan yang dipimpin oleh Sekreteris Daerah Gunungsitoli dihadiri oleh staf terkait dilingkungan Pemerintah Kota Gunungsitoli termasuk dari Lingkungan Hidup. Kegiatan tersebut bisa dilihat pada gambar 5.45.
Gambar 5.45 Pertemuan dengan pemerintah daerah Gunungsitoli
Beberapa hal yang perlu disampaikan dari hasil pertemuan tersebut, adalah sebagai berikut:
38 a. Dalam sambutannya, Sekreteris Daerah Gunungsitoli menyambut baik dan
mendukung penuh rencana implementasi gas hasil gasifikasi batubara sebagai bahan bakar pada PLTD sistem dual fuel, mengingat semua kebutuhan listrik di wilayah ini bersumber dari PLTD dan pasokannya dirasakan sangat kurang serta sering terjadi pemadaman. Disampaikan juga bahwa Gunungsitoli memiliki sumber daya batubara namun belum diketahui berapa besar potensinya. Diharapkan batubara ini nanti dapat digunakan sebagai bahan baku untuk gasifikasi batubara.
b. Dalam pemaparannya, Puslitbang tekMIRA secara umum memperkenal litbang-litbang yang dilakukan olehPuslitbang-litbang tekMIRA dan fasilitas pendukung yang dimiliki. Secara khusus disampaikan bahwa rencana pembangunan gasifikasi batubara untuk PLTD sistem dual fuel di gunungsitoli merupakan lanjutan dari hasil litbang yang telah dilakukan beberapa tahun terakhir di Palimanan, Cirebon. Rencana ini akan dilaksanakan pada tahun 2015, namun pada tahun 2014 akan dilakukan persiapan termasuk pemilihan lokasi dan penandatanganan perjanjian kerjasama dengan pihak-pihak terkait. Juga disampaikan bahwa fasilitas gasifikasi batubara untuk PLTD sistem dual fuel yang akan dibangun ini merupakan laboratorium lapangan dalam pembuktian teknologi dan ekonomi pada skala industri. Dalam akhir kegiatan nanti akan dibuat konsep PLTD berbasis gasifikasi batubara di Pulau Nias yang dapat diimplementasikan secara umum di Indonesia.
c. Puslitbang tekMIRA mengharapkan peran dari Pemerintah Kota Gunungsitoli, antara lain berupa:
• Mengusulkan lokasi PLTD dual fuel untuk bersama-sama dievaluasi dengan Puslitbang tekMIRA dan PLN Wilayah Sumatera Utera.
• Membantu setiap tahapan administrasi pembangunan dan pelaksanaan UPL-UKL (Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Upaya Pemantauan Lingkungan Hidup).
• Menyediakan infrastruktur/akses lokasi.
39 Dalam sesi diskusi, peserta pertemuan mempertanyakan beberapa hal, antara lain :
Dampak negatif terhadap lingkungan akibat pengoperasian gasifikasi batubara. Setelah dijelaskan kondisi energi nasional saat ini dan bagaimana sulit dan mahalnyanya mengaplikasikan energi baru terbarukan peserta dapat memaklumi. Batubara hanya merupakan sumber energi antara, dari yang konvensional (minyak dan gas bumi) menjadi energi baru dan terbarukan (a.l. angin dan surya). Disampaikan juga bahwa gasifikasi batubara yang menkonversikan batubara menjadi gas merupakan teknologi batubara bersih dibandingkan dengan hanya membakar batubara langsung yang saat ini dilakukan di Indonesia.
Perbandingan keekonomian listrik yang dihasilkan dari PLTD dengan gasifikasi batubara sistem dual fuel. Dalam penjelasannya terlihat bahwa listrik dari PLTD lebih mahal.
Penjelasan kerjasama yang akan dilakukan, apakah pemerintah kota dilibatkan. Dalam hal ini disampaikan bahwa kerjasama akan dilakukan anter Puslitbang tekMIRA – PT. PLN Wilayah Sumatera Utera – Pemerintah Kota Gunungsitoli. Pada akhir pertemuan, Sekreteris Daerah Gunungsitoli menyampaikan kesiapan untuk berperan sesuai permintaan yang disampaikan Puslitbang tekMIRA. Untuk kebutuhan SDM akan dicarikan yang baru khusus ditugaskan menangani proyek gasifikasi batubara untuk dual fuel.
- Pertemuan dengan PT PLN Gunungsitoli
Setelah pertemuan dengan Pemerintah Kota Gunungsitoli dilanjutkan kunjungan ke PT PLN Gunungsitoli yang hasilnya sebagai berikut:
a. Beban puncak PLTD Gunung Sitoli dan PLTD Teluk Dalam pada bulan Januari 2014 berturut-turut adalah 18400 KW (Lampiran A) dan 6950 KW (Lampiran B) b. Saat ini terdapat PLTD sewa dengan kapasitas terpasang 26000 KW, PLTD
gunung sitoli dengan kapasitas terpasang 8200 KW dan PLTD teluk dalam dengan kapasitas 3380 KW
40 c. Dengan menggunakan PLTD PLN diperlukan biaya bahan bakar sekiter Rp 3300/kWh sampai dengan Rp 3700/kWh sementera itu biaya bahan bakar untuk PLTD sewa hanya 2700-3100 rupiah/kWh.
d. Saat ini PLN diarahkan untuk menggunakan PLTD sewa bahkan PLTD gunung sitoli praktis tidak beroperasi hanya standby saja untuk memasok listrik beban puncak.
e. PLTD PLN umumnya high speed (1500 rpm) tetapi perlu dilakukan kajian apakah PLTD PLN dapat digunakan untuk PLTD dual fuel mengingat kinerjanya yang sudah mulai menurun.
- Pertemuan dengan PT PLN Wilayah Sumatera Utera
Pertemuan dengan PT PLN Wilayah Sumatera Utera di Medan, yang hasilnya adalah sebagai berikut:
a. Untuk rencana PLTD dual fuel di pulau Nias akan menggunakan batubara dari Jambi dengan alternatif transportasi :
• Jambi – Sibolga menggunakan transportasi truk jalan darat dan dilanjutkan menggunakan kapal Ferry Sibolga – Nias.
• Jambi – Padang menggunakan transportasi truk jalan darat dan dilanjutkan menggunakan kapal ferry Padang – Nias.
• Akan menggunakan Jetty apabila PLTU 3x7 MW sudah selesai dibangun. b. Kemungkinan Lokasi
• PLTD Moawe (luas lahan terbatas, struktur tanah bagus, lokasi disekiter pemukiman penduduk).
• PLTU Idanoi 3x7 MW (luas lahan memadai, struktur tanah labil, lokasi jauh dari pemukiman, ke depan akan menggunakan jetty PLTU untuk transport batubara).
c. Beban sistem Nias WBP 24 MW, LWBP 12 MW saat ini menggunakan PLTD sewa. Direncanakan PLTD dual fuel akan beroperasi pada 2016 untuk memenuhi kebutuhan sistem dan effisiensi bahan bakar minyak.
d. Rencana PLTU 3 x 7 MW akan beroperasi tahun 2018, dari kebutuhan saat ini 24 MW maka masih dibutuhkan 3 MW tambahan diluar PLTU.
41 5.4.3 Pulau Kundur, Kepulauan Riau
Tanjung Batu merupakan ibukota kecamatan Kundur. Letak Tanjung Batu berada di ujung tenggara pulau Kundur yaitu sebuah pulau yang merupakan bagian dari Propinsi Kepulauan Riau (Kepri). Untuk menuju Pulau Kundur (Tanjungbatu) bisa melalui pulau-pulau utama yang terdapat di Kepri, seperti Batam, Tanjungpinang, dan Karimun. Transportasi utama di Kepri menggunakan kapal feri cepat karena merupakan wilayah kepulauan. Waktu tempuh dari Batam ke Tanjung batu dapat di tempuh selama 1,5 jam.
- Gasifikasi sistem Fluidized Bed
Ada beberapa cara melakukan gasifikasi system fluidized bed antara lain dengan bubbling fluidized bed, cyrculating fluidized bed dan spouted bed. Geldart membagi partikel menjadi grup A, B, C dan D. Pada partijek group A dan B disarankan untuk menggunakan bubbling fluidized bed sedangkan partikel ukuran besar seperti partikel Grup D disarankan menggunakan spouted bed.
Reaktor spouted bed termasuk jenis reactor fluidized bed yang sederhana. Rektor ini tidak memerlukan distributor udara sehingga pressure drop rendah, pembuatannya lebih mudah dan biaya investasinya lebih murah dibandingkan reactor fluidized bed pada umumnya. Gambar 3 adalah ilustrasi gerakan partikel pada reaktor spouted bed.
42 Gambar 5.46 Ilustrasi gerakan partikel pada Spouted Bed
- Gasifikasi spouted bed
Gasifikasi spouted bed yang dibangun di Pulau Kundur adalah buatan PEAKO dari China yang dipasarkan oleh PT Prima Gasifikasi Indonesia (PGI). Modulstandar (PEAKO-500-Compact) terdiri dari spouted bed gasifier dan 2 buah engine V12 dengan total rated output 500 kW. Modul BGES dapat dengan mudah terhubung dan ditingkatkan dengan penambahan setiap 500 kW. Berikut ini merupakan spesifikasi umum dari Peako-500-Compact :
Energi tersedia (listrik) : 500 kWe
Energi tersedia (panas) : 1.250 kWt Konsumsi biomassa : 1,3 – 2,0 kg/kWh Kapasitas gas, maksimum : 1.200 Nm3/jam Efisiensi gasifikasi : >70%
43 Kontinuitas output listrik : 90% dari rated value
Gasifikasi dilakukan melalui tahapan-tahapan sebagai berikut: Biomassa/batubara di transportasikan ke dalam silo dengan menggunakan vertical conveyor selanjutnya dimasukkan ke dalam gasifier menggunakan screw conveyor. Udara diumpankan menuju air drum melalui blower udara dan control valve. Gasifikasi dilakukan dengan kendali jumlah udara dalam gasifier dengan temperatur proses 600-800oC. Abu sisa
pembakaran dikeluarkan secara periodik melalui gasifier bottom diffuser ash conveyor dan gas produser hasil gasifikasi dikeluarkan melalui bagian atas gasifier untuk masuk ke siklon. Gas produser dilairkan melalui siklon dan scrubber untuk menghilangkan partikulat serta mengurangi panas. Dengan menggunakan jaket pendingin. Gas produser yang telah mengalami pembersihan selanjutnya masuk ke dalam sistem ESP. Gas produser masuk ke dalam ESP melalui bagian bawah dan melewati tabung bermuatan listrik. Medan elektrostatis pada tabung bermuatan listrik tersebut mengikat partikulat, dalam hal ini ter menuju dinding pipa. Gas produser yang bersih selanjutnya diteruskan ke unit blower gas. Tetes air atau partikulat yang ada di ESP selanjutnya ditampung dalam sebuah bak yang dibuat tumpah. Dari ESP gas producer tekanannya diperkuat dengan pressure adder menuju mesin pembangkit listrik. Tekanan gas produser dibatasi pada sekiter 400 mm H2O,
gas lebih akan dibakar melalui sebuah sistem flaring. Gas produser akan memasuki knockout tank untuk mengurangi tetes air sebelum gas produser diumpankan menuju gas engine untuk menghasilkan listrik. Gambar 4 menampilkan digram alir gasifikasi untuk menghasilkan listrik di Tanjung batu.
Gambar 5.47 Plakat Peresmian fasilitas
