Perpustakaan Digital ITB

Rencana implementasi IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) antara PLTU Suralaya Unit 1 dan PLTGU Cilegon sejalan dengan RUPTL 2021 – 2030, dimana rencana sebaran bauran sumber energi untuk pembangkit listrik dari sumber energi gas diproyeksikan meningkat dari 15,3 % menjadi 17,1 % pada tahun 2025 – 2030, dimana sumber energi batubara diproyeksikan menurun dari 67,4 % menjadi 66,6 %. Penurunan pemakaian sumber energi yang berasal dari batubara untuk pembangkit listrik tentunya cukup sulit karena biaya/kwh atau terkait capex nya yang relatif masih tetap lebih murah dibandingkan sumber energi lain, alih alih komitmen pemerintah Republik Indonesia untuk NZE 2060 sudah bulat dalam menindak lanjuti komitmen Paris Agreement silam. Oleh karena itu, penerapan IGCC ini sangat tepat diaplikasikan diindonesia mengingat cadangan batubara yang masih sangat melimpah dan output emisi hasil proses IGCC yang sangatlah ramah lingkungan dibanding PLTU konvensional. Penelitian ini akan menggunakan metode pemodelan memanfaatkan teknologi entrain flow gasification dengan menggunakan dihitung secara analitik, kemuadian melakukan 9 kali variasi penelitian dengan mengubah nilai kalor batubara aktual milik PLN (PLTU Suralaya unit 1 dan PLTU A-H) yang masuk feeding gasifier pada range 3.115,53 - 4.735,80 kcal/kg lalu juga akan dianalisa seberapa jauh variasi tersebut mempengaruhi keekonomian proyek ini. Komposisi gas flammable yang dihasilkan dijaga konstan sesuai data spek MHI sehingga akan mempengaruhi pengaturan dry air supply rate sebagai gasifier agent. Kemudian merujuk kepada produk yang sedang dikembangkan MHI dengan komposisi output syngas yang terdiri dari CO 36%vol, H2 11%vol, CH4 1%vol, CO2 4%vol, N2 48 %vol, LHV Syngas 6 kJ/Nm3, Serta 99,9% Carbon Conversion maka maksimal yang didapatkan 71,98 % Cold Gas Efficiency (CGE) nya. Hasil dari analisa teknoekonomi menghasilkan hasil yang cukup baik, dimana melalui hasil pemodelan Aspen Hysis, didapatkan beban maksimal combined cycle (1 Gas Turbine+1 Steam Turbine) PLTGU Cilegon sebesar 321,9 MW menggunakan bahan bakar syngas yang dideliver melalui pipa gas bawah tanah sepanjang 15 Km dari lokasi gasifier diarea PLTU Suralaya unit 1. Untuk membangkitkan listrik sebesar itu diperlukan volume bahan bakar syngas sebanyak 323.100 kg/jam dengan combustion air sebanyak 1.650.000 kg/jam dan jika kemudian dikonversi menggunakan batubara, maka didapatkan variasi volume batubara yang berbeda. Hasil evaluasi akhir ditentukan dari angka LCoE (Levelized Cost of Electricity) dari masing-masing kalori batubara selama masa manfaat yang ditaksir selama 30 tahun dengan total CAPEX sebesar Rp 7,3 Triliyun. Dengan perhitungan detail yang juga mempertimbangkan NPV, IRR, B/C ratio, biaya OPEX tahunan, maka didapatkan balik modal atau payback periode rata-rata ditahun ke-22. Kemudian hasil pemodelan tersebut juga wajib diuji dengan data teknoekonomik milik MHI sehingga setelah analisa yang panjang disimpulkan batubara yang paling layak untuk difeeding kedalam gasifier terletak pada batubara yang bersumber dari PLTU Suralaya unit 1 dan PLTU H yang memiliki kalori 4.632,4 kcal/kg dan 4.735,8 kcal/kg. Untuk effisiensi total yang dihasilkan mulai dari feeding batubara dengan total volume berkisar 119-124 ton/jam hingga menghasilkan listrik sebesar 321,9 MW berkisar diangka 48,2 - 48,6% dengan kebutuhan dry air supply rate sekitar 1,7 kg/kg coal. Sehingga secara keseluruhan proyek pengembangan sistem IGCC dari PLTU Suralaya ke PLTGU Cilegon layak untuk dieksekusi sebagai bagaian dari program NZE 2060 PT. PLN (Persero) yang terbukti bisa mengurangi emisi sebesar 20% CO2 Gton.e/tahun dan juga mampu mengevakuasi daya sebesar 300 MW saat PLTU Suralaya unit 1 benar-benar akan disuntik mati.