Coal Plant Flexibility to Enable Renewable Energy Integration Economically

To accelerate renewable energy penetration in grid, one popular method is phasing out coal fired steam power plant. Nevertheless, phasing out coal power plant in developing countries need higher consideration than in developed country. Financial capacity, expert availability, and grid readiness need further examination.

One features needed by grid as more and more intermittent generation is a flexibility by existing power plant.
By flexibility are means :
1. Increasing ramp rates
2. Lowering minimum load
3. Increasing maximum load beyond rated load
4. Reducing start-up time

1. Increasing ramp rates
Increasing ramp rates will improve load-following capabilities, especially when other generation also have harsh swing. This characteristic will help to avoid load shedding in case of changes in demand, changes in production from other plants like in renewable plant, and when other plant trip. Higher ramp rates also make room for possibilities to include higher number renewable energy mix in grid, up to 50%.

However, attempt to increasing ramp rates in coal power plant are usually limited by boiler dynamics such as coal mill operation, drum temperature gradients and steam temperature control. Besides boiler dynamics, limitations could be anywhere so this work required profound plant knowledge from their engineers. This endeavour can be done without hardware investments, nevertheless some equipment upgrade can contribute more offset in ramping rates. Best practices coal power plant ramping rates flexibility is around 4% per minute.

2. Lowering minimum load
Lowering mminium load of coal power plant will keep plant on the grid without stopping to avoid start up penalty. When power plant can hold on a grid, it will responded faster to load changes without start-up preparation that usually made hours to getting back on grid.

Some typical limitation in lowering minimum load effort are safety margin of single mill operation, flame stability, flue gas temperature (below 380 degC) and conservatism. However, many can be done in terms of distributed control modifications and engineering man hours. Best achievable of minimum load in coal power plant are about 10% to 20% rated capacity.

3. Increasing maximum load beyond rated load
Increasing maximum load beyond rated load can be done by "overload mode". This mode will increase electrical output about 5%, but sacrificing efficiency. From grid stability view, this efficiency penalty generally acceptable.

Overload mode can be done by bypassing high pressure heaters. The absence of extraction steam resulting no reduction in steam turbine that allowed to expand through turbine and increase power. However, by shutdown HP heaters will reduce feedwater temperature, so firing rate should be increase to get same live steam properties. This fuel consumption escalation will push plant efficiency, generally about 2%.

4. Reducing start-up time
Reducing start-up time in coal fired steam powerplant have two main limitation that determined by boiler warm-up and turbine stress.

Different boiler type and manufacturer has different limitation, so the optimisation that can be done will be different case per case basis. Turbine stress also should be highly considered and can be observe to fasten the startup process with precautionary principle. Reducing startup time, in my opinion, is the hardest part of flexibility because its requires profound knowledge of process and components.
 
Enhancement of Coal Fired Steam Power Plant flexibility can be a solution for developing countries to gradually embedding renewable energy into their grid as demand growth, while waiting
financial support obligation to be realized from developed countries.

Kota dengan 100 Persen Energi Terbarukan - 100% Renewable Energy City

 Hi guys, kali ini saya coba mensarikan dari Jurnal berjudul "Integration of solar thermal and photovoltaic, wind, and battery energy storage through AI in NEOM city" oleh Pak Alberto Boretti.

Ide utama dari jurnal ini adalah mengangkat keuntungan-keuntungan penggunaan concentrated solar thermal plant sebagai solusi ekonomis untuk mensuplai kebutuhan pelanggan dalam kota karena memiliki keunggulan dispatchability.

Kita semua paham, bahwa solar panel dan wind turbine menggunakan sumber energi yang intermittent sehingga tidak akan bisa cocok dengan kebutuhan dari pelanggan. Solusi umum yang digunakan adalah menggunakan baterai sebagai buffer, namun menurut Pak Boretti, hal tersebut masih belum ekonomis karena menurut beliau, harga LCOE (Levelised Cost of Electricity) murah solar dan wind turbine yang sekitar 3-4 sen dolar/kWh harus dikompensasi oleh harga mahal baterai lithium-ion sebesar 14-28 sen dolar/kWh. Sementara itu, harga LCOE dari solar thermal berkisar 7.5 sendolar/kWh dan dapat ditekan dengan penggunaan teknologi termutakhir yang meningkatkan temperatur dan tekanan fluida kerja, sehingga harganya bisa dibawah 6.5 sendolar/kWh.

Pe eR berikutnya adalah, bagaimana kita mengintegrasikan solar panel, wind turbine, baterai dan solar thermal dengan optimal sehingga didapat LCOE terbaik dan mampu melayani kebutuhan pelanggan di kota tersebut. Bapaknya mengusulkan untuk menggunakan Artificial Intelligence. Penasaran? silakan buka sendiri jurnalnya ya. 

Selamat Membaca!

Development of Pembangkit Listrik Tenaga Bayu

Upaya-upaya untuk meningkatkan bauran energi terbarukan dalam sistem JaMaLi (Jawa-Madura-Bali) sangat gencar didengungkan, namun apakah demikian pula implementasinya?

Pada RUPTL 2019-2028 telah jelas dinyatakan bahwa pada tahun 2025 bauran energi dari EBT sebesar 23%. Sebuah angka optimis yang sebaiknya didukung oleh semua pihak yang memiliki andil dalam ketercapaiannya.

Untuk membangun sebuah pembangkit dari energi terbarukan, diperlukan beberapa pertimbangan sebagai berikut :

1.       Kondisi angin pada daerah setempat

Untuk mendapatkan data sumber daya energi angin, dibangun mast dengan ketinggian (misal) 120 meter yang dipasangi anemometer setiap sepertiga bagiannya (40m, 80m, 120m). Kondisi angin dipantau selama minimal satu tahun untuk mengetahui potensi serta karakteristik dari kecepatan dan arah angin terhadap waktu.

2.       Pemilihan jenis turbin angin

Setelah didapat profil potensi energi angin, dipilihlah turbin angin yang sesuai sehingga didapatkan desain yang optimal. Berikut contoh dari kelas turbin angin :

Selain pertimbangan pemanfaatan energi, perlu diperhatikan juga kurva daya dari turbin-generator yang akan digunakan yaitu mempertimbangkan cut-in speed, nominal speed dan cut-out speed.

3.       Dampak dari masuknya pembangkit renewable tersebut

Pembangkit renewable memiliki karakteristik intermittent sehingga selain dampak load flow yang akan berubah, perlu juga dievaluasi dampak yang disebabkan oleh intermitency. Untuk pembangkit bayu yang memiliki MW kecil umumnya tidak memiliki masalah yang berarti, namun untuk pembangkit bayu yang memiliki MW besar, perlu diperhatikan kesiapan sistem terutama kompensator yang memiliki respon cepat seperti turbin gas dan turbin air. Jika pembangkit existing dianggap belum mampu mengkompensasi sifat intermitency dari PLTB, dapat dipertimbangkan untuk pemasangan baterai, modifikasi PLTA menjadi pumped storage, dan peningkatan kontribusi droop. Selain itu, kebutuhan inersia juga perlu diperhatikan karena PLTB yang terkoneksi ke grid melalui power electronic memiliki inersia yang rendah. Untuk memenuhi kebutuhan inersia dapat dilakukan dengan menggeser titik operasi PLTU thermal untuk menjaga inersia, memasang synchronous condenser dan memasang inverter virtual inertia.

4.       Waktu yang dibutuhkan mulai dari tahap perencanaan hingga COD

Untuk sebuah proyek PLTB onshore dengan tipikal daya terpasang 25-50MW, diperlukan waktu sekitar 3.5-4 tahun. Adapun gambaran rincian dari waktu yang dibutuhkan adalah sbb:

Aktivitas	Durasi	Unit
Pengukuran Sumber Angin	12	Bulan
Studi Kelayakan	2	Bulan
PPA	6	Bulan
Proses Kontrak EPC	6	Bulan
Financial Close & NTP	6	Bulan
Konstruksi	12	Bulan
Commisioning - COD	3	Bulan

5.       Analisis finansial

Dalam melakukan analisis finansial, dapat diperhatikan biaya investasi dan operasional. Umumnya digunakan analisis biaya dengan LCOE (Levelized Cost of Electricity).

Pada komponen biaya investasi terdapat biaya EPC, biaya non-EPC, biaya interkoneksi grid, dan biaya kontingensi. Sedangkan pada biaya operasional terdiri dari biaya O&M (Operation and Maintenance), biaya non O&M, dan biaya kontingensi.

Biaya-biaya yang dikeluarkan tersebut hingga habis masa manfaatnya dibandingkan dengan potensi tenaga listrik yang dibangkitkan untuk menentukan kelayakan pembangunan PLTB secara finansial.

6.       Analisis risiko

Selain tantangan teknis dan finansial, risiko-risiko yang ada perlu dipertimbangkan demi keberhasilan pembangunan dan operasional dari PLTB. Beberapa parameter risiko yang perlu diperhatikan dalam pembangunan PLTB antara lain :

·         Dampak lingkungan

·         Aktivitas vulkanik

·         Aktivitas seismik

·         Potensi perubahan angin sehingga cerai (tidak berjodoh lagi) dengan turbin

·         Kemungkinan relokasi penduduk

·         Potensi tsunami dan atau banjir

·         Potensi angin kencang ekstrim

·         Potensi kegagalan pembiayaan

·         Penggunaan lahan yang tidak sesuai dengan perencanaan spasial

·         Technology maturity

·         Kerumitan konstruksi

·         Pengalaman EPC

·         Kerumitan pengoperasian

Demikian sekelumit gambaran dari PLTB, semoga membantu untuk mendapatkan perspektif tentang pembangkit energi terbarukan sehingga meningkatkan awareness dan dukungan rekan-rekan demi terciptanya bauran energi yang ideal untuk mewujudkan keseimbangan dalam energy security, energy equity dan environmental sustainability.

EAF (Equivalent Availability Factor)

Kinerja pembangkit umumnya diukur menggunakan beberapa indikator, yang paling terkenal tentunya adalah EAF dan EFOR.

EAF adalah faktor ketersediaan mesin pembangkit untuk beroperasi pada daya mampu nettonya pada suatu periode. Equivalent disini artinya ketidaktersediaan dalam kapasitas juga diperhitungkan, selain ketidaktersediaan dalam waktu.

Ane kasih rumusnya ya :

((AH-EUDH)/PH) x100%.

Singkatan-singkatan dan penjelasan lihat dibawah yak.

Daya mampu netto (DMN) adalah besarnya daya output pembangkit yang sudah dikurangi dengan pemakaian sendiri untuk unit pembangkit tersebut. Jadi kan pembangkit memiliki kapasitas, misalkan PLTU Adipala memiliki kapasitas 660MW, artinya generator PLTU Adipala mampu membangkitkan 660MW. Namun PLTU tersebut memiliki peralatan-peralatan bantu yang memerlukan listrik agar dapat beroperasi dengan normal, misalnya pompa air pengisi ketel, yang memompakan air ke ketel agar diuapkan sehingga memutar turbin; atau pompa air pendingin, yang memompakan air untuk mengkondensasikan uap pasca memutar turbin. Karena pemakaian tersebut, ada sebagian daya yang dipakai untuk pemakaian sendiri, sehingga daya yang dikirimkan ke customer berkurang menjadi 615MW. Daya mampu netto PLTU Adipala adalah 615MW. Daya brutonya 660MW.

Period Hours (PH) adalah jumlah jam tersedia dalam suatu periode tertentu. Umumnya untuk perhitungan kinerja PH menggunakan semester atau tahunan. Misalkan 1 tahun, berarti PH adalah (24*365=) 8760 jam.

Available hours (AH) adalah jumlah jam unit pembangkit siap dioperasikan. Siap saya bold karena bisa jadi siap dan dipakai, tapi bisa juga siap tidak dipakai, contohnya saat lebaran biasanya sistem berbeban rendah sehingga pembangkit-pembangkit yang berbiaya lebih tinggi dihentikan (standby), nah hal ini disebut Reserved Shutdown (RSH).

Equivalent Unit Derating Hours adalah jumlah jam dimana saat beroperasi, unit mengalami derating, yaitu daya yang disuplai tidak mampu memenuhi DMN saat diminta. Dalam protap PLN, yang disebut derating jika daya keluaran lebih rendah dari 2% DMN dan berlangsung lebih dari 30 menit. EUDH sebenarnya terdiri dari beberapa komponen, yaitu EPDH (Equivalent Planned Derated Hours), EMDH (Equivalent Maintenance Derated Hours), EFDH (Equivalent Forced Derated Hours), dan ESEDH (Equivalent Seasonal Derated Hours).

Listrik Bisa Disimpan?

Sebelum kita masuk ke dalam rincian kinerja pembangkitan tenaga listrik, perlu diketahui dalam proses adanya listrik di rumah-rumah kita, di kantor-kantor, di pabrik-pabrik itu adalah proses yang berkesinambungan, dan mirip dengan neraca keuangan, yang mana kolom kiri harus sama dengan kanan, kolom kredit harus sama dengan kolom debit, kolom produksi listrik harus sama dengan kolom konsumsi listrik.

Meskipun pembangkit listrik juga jamak kita sebut pabrik, namun terdapat perbedaan dengan pabrik yang memproduksi barang-barang konsumsi maupun barang jadi dan setengah jadi. Sehingga saat terjadi libur panjang seperti Hari Idul Fitri, Natal dan Tahun Baru yang umumnya diberikan “bonus” cuti bersama dan pabrik-pabrik barang tersebut menghentikan produksinya, pabrik listrik akan tetap beroperasi karena bagaimanapun di rumah tetap membutuhkan listrik untuk menyalakan lampu, memanggang ayam dengan oven, mengoperasikan AC dan peralatan listrik lainnya.

Pabrik barang memiliki gudang sehingga meskipun konsumsinya tetap ada saat liburan, barang yang telah diproduksi dapat dikeluarkan dari gudang yang ada di pabriknya, di gudang regional, di gudang distributor, hingga di toko retailnya. Semuanya dapat dikelola dengan manajemen inventory yang baik. Contohnya, untuk menghadapi libur panjang, produktivitas dari pabrik barang dinaikkan sekian persen sehingga saat pabrik tidak berproduksi, konsumen tetap dapat terlayani oleh cadangan yang tersimpan.

Inilah perbedaan listrik dengan barang. Cadangan yang tersimpan itu saat ini belum dapat diwujudkan secara ekonomis. Saat ini. Memang banyak penemuan-penemuan yang cukup revolusioner terkait peralatan yang dapat mencadangkan listrik, namun untuk melayani jaringan interkoneksi (grid) besar, hal ini masih belum memungkinkan. Sebagai gambaran, baterai lithium terbesar di dunia saat ini ada di Hornsdale, South Australia, memiliki kapasitas 129MWh dengan kemampuan output maksimum 100MW (artinya baterai ini dapat mensuplai 100MW secara konstan selama 77 menit) sedangkan beban puncak 26 Desember 2019 menurut grafik berikut diperkirakan sebesar                 25300MW.

Dengan kata lain, jika semua operator pembangkit listrik ingin menikmati libur di Libur Natal mulai 21 Desember sampai 25 Desember 2019, dengan daya rata-rata 21000MW, maka diperlukan (5*24*21000=) 2,520,000 MWh baterai lithium, atau 19535x baterai yang ada di Hornsdale tersebut. Berdasarkan https://www.ft.com/content/aac46900-0a81-11ea-bb52-34c8d9dc6d84 Pemerintah Australia menjaminkan AUD$72M atau setara Rp695miliar (kurs 26 Desember 2019) untuk project Hornsdale tersebut. (Saya tidak tahu harga projectnya). Jika kita asumsikan jaminan itu sama dengan harganya, berarti dibutuhkan biaya 13576 triliun, atau 6.8 kali PDB Indonesia setahun (artinya Indonesia puasa ga belanja, ga gaji pegawai, dll selama 6 tahun 10 bulan, kwkwk) Uang segitu hanya untuk beli baterai agar para pegawai pembangkit listrik bisa liburan.

Okay, jadi sekarang sudah paham ya, bahwa listrik itu begitu dibangkitkan, harus dikonsumsi, atau sebaliknya, ketika ada konsumsi, maka listrik harus segera dibangkitkan.

Feel free to ask below.

Capital Investment vs Operational Approach

Dalam menghadapi setiap permasalahan, ada beberapa approach yang bisa digunakan. Kali ini saya akan membagi menjadi 2 kategori yaitu, capital dan operational.

Misal, dalam menghadapi meningkatnya intermittent renewable energy sources yang masuk dalam grid, diperlukan antisipasi untuk menjamin grid reliability. Beberapa solusi yang bisa dipakai adalah :

Capital Solution Approach :

Melakukan upgrade pada grid system maupun equipment.

Operational Solution Approach :

Melakukan perencanaan dan eksekusi outage yang lincah (misal dilakukan pada malam/dini hari dan hari libur.

Contoh lain dalam masalah pemalakan oleh Akamsi di Jalan Kenangan, maka solusi yang bisa dilakukan adalah :

Capital Solution Approach :

Membeli pistol atau senjata untuk mempertahankan diri

Membeli kendaraan lapis baja

Operational Solution Approach :

Melewati jalan itu pada siang hari dan ramai

Mencari jalan alternatif

Dalam melakukan solusi tersebut, ada kecenderungan optimal yang unik, tergantung pada case yang dihadapi. Pada suatu waktu, akan mungkin terjadi overinvesting, yaitu terlalu banyak upgrade yang dilakukan, padahal cukup dengan pengaturan pada level operasional masih dapat dilakukan. Hal ini tidak efisien dalam penggunaan uang.

Ataupun sebaliknya, dapat terjadi underinvesting, seperti terlalu sering dan ketat dalam pengaturan operasi dan outage. Hal ini berpotensi mengalami kegagalan dalam mencapai tujuan seperti tidak dapat memenuhi demand pelanggan dan atau memutus suplai. Contoh nyata kondisi ini adalah blackout sistem JaMali pada Agustus 2019.

Hal yang perlu diperhatikan adalah, untuk industri yang mengalami perubahan yang signifikan, perlunya memperhatikan dan mengukur organisasinya sehingga setiap orang dan sumberdayanya stretched dalam mencapai tujuan, namun tidak strained diatas batas kemampuannya. Kita sudah banyak melihat organisasi yang masuk ke ekstrim kiri dan ekstrim kanan. Ya, yang kita lihat hanyalah lagging measure dari proses yang telah terjadi di dalam selama sekian waktu.

Boiler Fan High Vibration and Temperature Analysis

Hello reader! I have some problem at motor vibration and temperature. Here the short story:
Our predictive engineer found level C vibration and occasionally hi temp on our 1400kW Fan Motor and issuing reccomendation to change the bearing.

Our motor has two bearing on DE (NU238ECM & 6238) and one bearing on DE (NU238ECM).
With this arrangement : [NDE NU238 ROTOR 6238 NU238 DE]

When plant periodic outage came, our maintenance team changed the bearing.
After bearing change, we run no load test and resulting in level B vibration and hi temp bearing (DE +-90 degC and NDE +-82 degC) and vibration 2.4mm/s.
Then we replenish grease, anf try another no load test resulting (DE +-80 degC and NDE +-70 degC) and vibration 3.2mm/s.

Then we try to couple with fan, and had 8.4 mm/s axial vibration.

Why it become worse after we replaced the bearing?



Here some condition to consider:
- We did a bearing change in dusty area (ESP has been drained).
- Our fan is axial hydraulic type, which means it has variable axial thrust force.
- Before bearing change, sometimes DE motor bearing temperature going as high as 80 degC, but could be back to normal about 40-50 degC mysteriously (already trending vs fan load and has no correlation at all). NDE bearing always in stable temperature about 40-45 degC.
- With this arrangement : [NDE NU238 ROTOR 6238 NU238 DE] the ball bearing outer race is not fitted on bearing housing, not as NU bearing). The ball bearing outer diameter has about 0.75mm gap with bearing housing.
Is this condition expected by design?


and here the possibilities :::

STD:
1. bent shaft
2. Misalignment -> realigned with thermal growth of motor frame allowance
3. Bearing housing
others idea:
- Shaft damage due to bearing inner race movement
- Shaft deformation due to extreme heat
- Over greasing
- Shaft alignment
- Shaft motor not level
- Static discharge through bearing especially on VFD usage ->bearing insulation & shaft grounding brush
- out of balance coupling
- Rotor has axial force try to center on its magnetic center
- Small burr on shaft shoulder, where bearing fits up to\\
- Shim incorrect installation
- Rotor positioning, by locking DE bearing in proper arrangement by the grease caps and the NDE bearing does the floating to allow for thermal growth of the shaft. If the shaft can be moved axially, then the DE has not been reassembled correctly.



The sudden temperature increase analysis :
- Ball bearing is unlikely except it has high axial force imposed on it
- Suspect on radial/cylindrical bearing beacause they only have to subjected to a small amount of axial thrust. NU bearing in motors, one of them need to be mounted in a way that it can slide axially, otherwise the two of these bearing will thrust against each other beacuse of thermal expansion of shaft.  -> check this sliding arrangement if incorrectly assembled then correct it.