kalkulasi efisiensi daya mesin pltgu dengan pola … · hasil penelitian pada efisiensi pltgu blok...

i

KALKULASI EFISIENSI DAYA MESIN PLTGU DENGAN

POLA OPERASI 2-2-1 DAN 3-3-1 PT. INDONESIA POWER

UNIT PEMBANGKITAN SEMARANG

SKRIPSI

Untuk memenuhi persyaratan

Mencapai derajat Sarjana S-1 Teknik Mesin

diajukan oleh

Dede Mavendra

NIM : 105214011

PROGRAM STUDI TEKNIK MESIN

FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI

UNIVERSITAS SANATA DHARMA

YOGYAKARTA

2016

PLAGIAT MERUPAKAN TINDAKAN TIDAK TERPUJI

ii

CALCULATE EFFICIENCY POWER MACHINE WITH

PATTERN OPERATIONS PLTGU 2-2-1 AND 3-3-1 PT.

INDONESIA POWER GENERATION UNIT SEMARANG

FINAL PROJECT

A requirement to obtain Sarjana Teknik degree

in Mechanical Engineering

Presented by

Dede Mavendra

NIM : 105214011

MECHANICAL ENGINEERING STUDY PROGRAM

FACULTY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY

SANATA DHARMA UNIVERSITY

YOGYAKARTA

2016


vi

Abstrak

Tujuan yang diangkat dalam penelitian ini yaitu : a. Menghitung efisiensi

energi pada sistem pembangkit listrik PLTGU Tambak Lorok; b. Menghitung

efisiensi Gas Turbin Generator (GTG); c. Menghitung efisiensi Heat Recovery

Steam Generator (HRSG); d. Menghitung efisiensi Steam Turbin Generator

(STG).

Parameter dalam penelitian ini adalah kondisi beban 70 MW, 80 MW, 90

MW dan 100 MW. Variabel bebas adalah pola kerja mesin pembangkit listrik,

yakni a. 2-2-1 (2GTG-2HRSG-1STG); b. 3-3-1 (3GTG-3HRSG-1STG). Variabel

terikat adalah laju aliran, tekanan, temperature pada pada pembangkit listrik

PLTGU, GTG, HRSG, STG. Analisa data dilakukan dengan cara membandingkan

antara efisiensi simple cycle pada saat combined dan efisiensi combined cycle

dengan beberapa pembebanan dan pola operasi PLTGU.

Hasil penelitian pada efisiensi PLTGU blok 1 dengan pola operasional 2-

2-1 : a. Analisis Efisiensi PLTGU Pada Blok 1 Dengan Pola Operasional 2-2-1

pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 42,90% - 44,35%; b.

Analisis efisiensi Gas Turbin Generator 1 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW

dan 100 MW berkisar 25,04% - 27,29%. Nilai efisiensi sistem Gas Turbin

Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 35,31% -

37,76%; c. Analisis efisiensi Heat Recovery Steam Generator 1 pada beban 70

MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 67,49% - 74,73%. Nilai efisiensi

Heat Recovery Steam Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100

MW berkisar 60,48% - 71,37%; d. Analisis efisiensi Steam Turbin Generator pada

beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar antara 54,66% - 57,24%.

Hasil penelitian pada Pada penelitian efisiensi PLTGU blok 2 dengan pola

Operasi 3-3-1 : a. Analisis efisiensi PLTGU Pada blok 2 dengan pola operasi 3-3-

1 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 38,16% - 40,56%;

b. Analisis efisiensi Gas Turbin Generator 1 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW

dan 100 MW sebesar 94%. Nilai efisiensi Gas Turbin Generator 2 pada beban 70

MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 92,19% - 94,13%. Nilai Gas Turbin

Generator 3 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 93,73% -

94,83%; c. Analisis efisiensi Heat Recovery Steam turbin 1 pada beban 70 MW,

80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 63,83% - 70,94%. Nilai efisiensi Heat

Recovery Steam Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW

berkisar 65,62% - 69,84%. Nilai efisiensi Heat Recovery Steam Generator 3 pada

beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW berkisar 64,43% -73,59%; d.

Analisis efisiensi Steam Turbin Generator pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW

dan 100 MW sebesar 62%.

Kata Kunci : efesiensi, GTG, HRSG, STG, PLTGU.


vii

Abstract

Objective raised in this study are: a. Calculating the energy efficiency of

the power generation system PLTGU Tambak Lorok; b. Calculating the efficiency

of Gas Turbine Generator (GTG); c. Calculating the efficiency of Heat Recovery

Steam Generator (HRSG); d. Calculating the efficiency of Steam Turbine

Generator (STG).

The parameters in this study is 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW.

The independent variable was the work patterns of engine power, namely a. 2-2-1

(2GTG-2HRSG-1STG); b. 3-3-1 (3GTG-3HRSG-1STG). The dependent variable

is the rate of flow, pressure, temperature in the PLTGU power plant, GTG,

HRSG, STG. Data analysis is done by comparing the simple cycle efficiency

when combined and efficiency combined cycle with several loading and patterns

of power plant operation.

The results of the study on the efficiency of power plant operational

pattern blocks 1 with 2-2-1: a. Efficiency Analysis of Combined Cycle Power

Plant Block 1 With Pattern On Operational 2-2-1 on a load of 70 MW, 80 MW, 90

MW and 100 MW ranging from 42.90% - 44.35%; b. Analysis of the efficiency of

Gas Turbine Generator 1 at the load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW

ranging from 25.04% - 27.29%. Value system efficiency Gas Turbine Generator 2

on a load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from 35.31% -

37.76%; c. Analysis of the efficiency of Heat Recovery Steam Generator 1 at a

load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from 67.49% - 74.73%.

The efficiency value Heat Recovery Steam Generator 2 on a load of 70 MW, 80

MW, 90 MW and 100 MW ranging from 60.48% - 71.37%; d. Analysis of Steam

Turbine Generator efficiency at load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW

ranging between 54.66% - 57.24%. Results of research on research efficiency

power plant block 2 with a 3-3-1 Operation pattern: a. Analysis of efficiency

PLTGU In block 2 with a pattern of 3-3-1 operations in the load of 70 MW, 80

MW, 90 MW and 100 MW ranging from 38.16% - 40.56%; b. Analysis of the

efficiency of Gas Turbine Generator 1 at the load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and

100 MW by 94%. Rated efficiency Gas Turbine Generator 2 on a load of 70 MW,

80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from 92.19% - 94.13%. Value Gas Turbine

Generator 3 at the load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from

93.73% - 94.83%; c. Analysis of the efficiency of Heat Recovery Steam turbine 1

at the load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from 63.83% -

70.94%. The efficiency value Heat Recovery Steam Generator 2 on a load of 70

MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW ranging from 65.62% - 69.84%. The

efficiency value Heat Recovery Steam Generator 3 at the load of 70 MW, 80 MW,

90 MW and 100 MW ranging from 64.43% -73.59%; d. Analysis of Steam

Turbine Generator efficiency at load of 70 MW, 80 MW, 90 MW and 100 MW by

62%.

Keywords: efficiency, GTG, HRSG, STG, PLTGU.


xi

DAFTAR ISI

HALAMAN SAMPUL .................................................................................... i

HALAMAN JUDUL ........................................................................................ ii

HALAMAN PENGESAHAN .......................................................................... iii

HALAMAN PERSETUJUAN ......................................................................... iv

HALAMAN PERNYATAAN ......................................................................... v

ABSTRAK ....................................................................................................... vi

ABSTRACT ..................................................................................................... vii

HALAMAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ................................................... viii

KATA PENGANTAR ..................................................................................... ix

DAFTAR ISI .................................................................................................... xi

DAFTAR TABEL ............................................................................................ xiii

DAFTAR GAMBAR ....................................................................................... xiv

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................... xvii

DAFTAR SINGKATAN DAN SIMBOL ........................................................ xviii

BAB I PENDAHULUAN ................................................................................ 1

1.1. Latar Belakang .................................................................................... 1

1.2. Rumusan Masalah ............................................................................... 2

1.3. Batasan Masalah ................................................................................. 2

1.4. Tujuan Penelitian ................................................................................ 3

1.5. Manfaat Penelitian .............................................................................. 3

BAB II TINJAUAN PUSTAKA DAN DASAR TEORI ................................. 4

2.1. Tinjauan Pustaka ................................................................................. 4

2.2. Konsep Energi ..................................................................................... 6

2.2.1. Definisi Energi .......................................................................... 6

2.2.2. Bentuk-bentuk Energi ............................................................... 6

2.3. Konsep Dasar Termodinamika ........................................................... 9

2.3.1. Definisi dan Aplikasi Termodinamika ...................................... 9

2.3.2. Hukum Pertama Termodinamika .............................................. 11

2.3.3. Hukum Kedua Termodinamika................................................. 13


xii

2.4. Siklus-siklus pada Mesin PLTGU ...................................................... 14

2.4.1. Siklus Bryaton ........................................................................... 15

2.4.2. Siklus Rankine .......................................................................... 16

2.5. Komponen Mesin PLTGU .................................................................. 18

2.5.1. Gas Turbin Generator ............................................................... 18

2.5.2. Heat Recovery Steam Generator ............................................... 22

2.5.3. Steam Tubin Generator ............................................................. 24

2.6. Efisiensi Mesin PLTGU ...................................................................... 27

BAB III METODE PENELITIAN................................................................... 28

3.1. Alur Penelitian .................................................................................... 28

3.2. Variabel Penetian ................................................................................ 34

3.3. Pengambilan Data ............................................................................... 39

3.4. Analisis Data ....................................................................................... 40

3.5. Tempat dan Jadwal Penelitian ............................................................ 40

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ......................................................... 41

4.1. Analisis Efisiensi PLTGU Pada Blok 1 Dengan Pola Operasi 2-

2-1 ....................................................................................................... 41

4.1.1. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi

Kompresor 1 dan Kompresor 2 ................................................ 42

4.1.2. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Ruang

Bakar 1 dan Ruang Bakar 2 ..................................................... 43

4.1.3. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Turbin

Gas 1 dan Turbin Gas 2 ............................................................ 44

4.1.4. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Gas

Turbin Generator 1 dan Gas Turbin Generator 2 ..................... 45

4.1.5. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Heat

Recovery Steam Generator 1 dan Heat Recovery Steam

Generator 2 ............................................................................... 47

4.1.6. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Pompa

HP Transfer 1 dan Pompa HP Transfer 2................................. 48


xiii


Uap ........................................................................................... 49


Kondensor ................................................................................ 50


Kondensat ................................................................................. 50

4.1.10. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi PLTGU .... 51

4.2. Analisis Efisiensi PLTGU Pada Blok 1 Dengan Pola Operasi 3-

3-1 ....................................................................................................... 52


Kompresor 1, Kompresor 2, dan Kompresor 3 ......................... 52

4.2.2. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Ruang

Bakar 1, Ruang Bakar 2, dan Ruang Bakar 3 ............................ 54


Gas 1, Turbin Gas 2, dan Turbin Gas 3 ..................................... 56

4.2.4. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Gas

Turbin Generator 1, Gas Turbin Generator 2, dan Gas

Turbin Generator 3 .................................................................... 57

4.2.5. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Heat

Recovery Steam Generator 1, Heat Recovery Steam

Generator 2, dan Heat Recovery Steam Generator 3 ................. 58


HP Transfer 1, Pompa HP Transfer 2, dan Pompa HP

Transfer 3 ................................................................................... 59


Uap............................................................................................. 61


Kondensor .................................................................................. 61


Kondensat .................................................................................. 62

4.2.10. Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi PLTGU .... 68


xiv

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ........................................................... 69

5.1. Kesimpulan ......................................................................................... 69

5.2. Saran ................................................................................................... 70

DAFTAR PUSTAKA ...................................................................................... 71

LAMPIRAN ..................................................................................................... 72


xiii

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1 Tabel Variabel Terkait pada Penelitian ......................................... 38


xv

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Diagram Kesetimbangan Energi............................................... 12

Gambar 2.2 Skematik diagram P-V dan T-s siklus Brayton pada sistem

PLTG ........................................................................................ 15

Gambar 2.3 Skematik diagram T-S siklus Rankine pada sistem PLTU ...... 16

Gambar 2.4 Skematik diagram P-V siklus Rankine pada sistem PLTU ...... 16

Gambar 2.5 Skematik Kompresor ................................................................ 19

Gambar 2.6 Skematik Ruang Bakar ............................................................. 22

Gambar 2.7 Skematik Turbin Gas ................................................................ 23

Gambar 2.8 Skematik HRSG ....................................................................... 25

Gambar 2.9 Skematik Pompa HP Transfer .................................................. 27

Gambar 2.10 Skematik Turbin Uap ............................................................... 28

Gambar 2.11 Skematik Kondensor ................................................................ 29

Gambar 2.12 Skematik Pompa Kondensat ..................................................... 30

Gambar 3.1 Diagram alir Penelitian ............................................................. 32

Gambar 3.2 Skematik Mesin PLTGU Dengan Pola Operasi 2-2-1 ............. 35

Gambar 3.3 Skematik Mesin PLTGU Dengan Pola Operasi 3-3-1 ............. 36

Gambar 4.1 Grafik Efisiensi Kompresor Terhadap Beban. ......................... 43

Gambar 4.2 Grafik Efisiensi Ruang Bakar Terhadap Beban ....................... 44

Gambar 4.3 Grafik Efisiensi Turbin Gas Terhadap Beban .......................... 46

Gambar 4.4 Grafik Efisiensi Gas Turbin Generator Terhadap Beban ......... 47

Gambar 4.5 Grafik Efisiensi Heat Recovery Steam Generator Terhadap

Beban ........................................................................................ 48

Gambar 4.6 Grafik Efisiensi Pompa HP Transfer Terhadap Beban............. 49

Gambar 4.7 Grafik Efisiensi Turbin Uap Terhadap Beban .......................... 50

Gambar 4.8 Grafik Efisiensi Kondensor Terhadap Beban ........................... 51

Gambar 4.9 Grafik Efisiensi Pompa Kondensat Terhadap Beban ............... 52

Gambar 4.10 Grafik Efisiensi Sistem PLTGU Terhadap Beban.................... 53

Gambar 4.11 Grafik Efisiensi Kompresor Terhadap Beban. ......................... 54

Gambar 4.12 Grafik Efisiensi Ruang Bakar Terhadap Beban ....................... 55


xvi

Gambar 4.13 Grafik Efisiensi Turbin Gas Terhadap Beban .......................... 57

Gambar 4.14 Grafik Efisiensi Gas Turbin Generator Terhadap Beban ......... 58

Gambar 4.15 Grafik Efisiensi Heat Recovery Steam Generator Terhadap

Beban ........................................................................................ 60

Gambar 4.16 Grafik Efisiensi Pompa HP Transfer Terhadap Beban............. 61

Gambar 4.17 Grafik Efisiensi Turbin Uap Terhadap Beban .......................... 62

Gambar 4.18 Grafik Efisiensi Kondensor Terhadap Beban ........................... 63

Gambar 4.19 Grafik Efisiensi Pompa Kondensat Terhadap Beban ............... 64

Gambar 4.20 Grafik Efisiensi Sistem PLTGU Terhadap Beban.................... 64


1

BAB I

PENDAHULUAN

.

1.1 Latar Belakang

Pada saat ini perkembangan di bidang industri, bidang teknologi dan bidang

pembangunan sudah mengalami kemajuan yang sangat pesat. Hal ini sangat berimbas

pada naiknya kebutuhan listrik. Dengan melihat perkembangan tersebut, maka perlu

adanya suatu peningkatan dalam hal produksi listrik dalam suatu negara. Produksi ini

tidak hanya semata-mata menitik beratkan pada kapasitas daya yang mampu dihasilkan,

tetapi juga dalam hal teknologi khususnya hal perekayasaan mesin, sistem operasi, serta

hal pemeliharaan dalam mempriduksi tenaga listrik tersebut. Di Indonesia sendiri

dewasa ini kebutuhan tenaga listrik dari tahun ke tahun terus meningkat. Sejalan dengan

peningkatan kebutuhan tenaga listrik tersebut, produksi tenaga listrik juga harus

meningkat. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, maka dibangunlah berbagai

pembangkit di Indonesia. Salah satu pembangkit listrik itu adalah pembangkit listrik

tenaga gas uap (PLTGU).

Indonesia Power merupakan Perusahaan pembangkit listrik yang didirikan pada

tanggal 3 Oktober 1995 di bawah perusahaan PLN. PLTGU Tambak Lorok Semarang

merupakan salah satu unit dari PT. Indonesia Power. PLTGU Tambak Lorok berdiri

pada tahun 1996 dan mulai beroperasi pada tahun 1997. PLTGU Tambak Lorok terbagi

menjadi 2 blok, masing-masing blok terdiri dari 3 Gas Turbin Generator, 3 Heat

Recovery Steam Generator dan 1 Steam Turbin Generator. PLTGU Tambak Lorok


2

memiliki total kapasitas terpasang ± 1033,9 MW yang terdiri dari 6 gas turbin generator

berdaya 109,65 MW dan 2 steam turbin generator berdaya 188 MW. Kapasitas

oprasional saat ini dengan total 900 MW yang terdiri dari 1 gas turbin generator berdaya

100 MW dan 1 steam turbin generatornya berdaya 50% dari 1 gas turbin generator.

Berangkat dari permasalahan diatas penulis tertantang untuk menganalisis

efisiensi energi di PLTGU PT. Indonesia Power – Unit Pembangkit Semarang

Berdasarkan perbandingan kapasitas terpasang dengan kapasitas oprasional saat ini.

Inilah yang menjadi latar belakang penulis melakukan penelitian ini.

1.2 Rumusan masalah

Rumusan masalah yang diangkat dalam penelitian ini yaitu sebagai berikut :

a. Cara menghitung efisiensi energi PLTGU Tambak lorok.

1. Gas Turbin Generator (GTG)

2. Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

3. Steam Turbin Generator (STG)

1.3 Batasan masalah

Untuk mempermudah analisa data mesin maka ada batasan-batasan masalah,

yaitu :

a. PLTGU menggunakan sumber energi gas alam

b. Aliran fluida diasumsikan steady state.

c. Udara dan gas hasil pembakaran diasumsikan gas ideal.


3

d. Sistem tertutup

e. Energi potensial dan energi kinetik diabaikan

1.4 Tujuan Penelitian

Tujuan yang diangkat dalam penelitian ini yaitu sebagai berikut :

a. Mengitung efisiensi energi pada sistem pembangkit listrik

b. Menghitung efisiensi Gas Turbin Generator (GTG)

c. Menghitung efisiensi Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

d. Menghitung efisiensi Steam Turbin Generator (STG)

1.5 Manfaat penelitian

Manfaat dari hasil analisis penelitian ini yaitu :

a. Dapat menambah kasanah ilmu pengetahuan tentang efisiensi PLTGU.

b. Hasil penelitian dapat dipergunakan sebagai referensi dalam efisiensi

PLTGU.

c. Hasil penelitian dapat dipergunakan sebagai acuan bagi para peneliti

lain untuk dapat mengembangkan PLTGU yang lebih baik dan efisien.


4

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA DAN DASAR TEORI

2.1 Tinjauan Pustaka

Pembangkit listrik tambak lorok dengan sistem combined cycle menggunakan

bahan bakar natural gas. Tambak Lorok Blok I phase I merupakan Pusat Listrik

Tenaga Gas (Simple Cycle) beroperasi sejak tahun 1993 sampai sekarang. Sedangkan

Tambak Lorok Blok II phase I dan Blok I phase II merupakan Pusat Listrik Site

Kombinasi (Combined Cycle Power Plant) mulai beroperasi tahun 1997.

Pusat Listrik Sistem Kombinasi Tambak Lorok Blok II phase I dan Blok I

phase II masing-masing berkapasitas 500 MW dan tiap-tiap blok terdiri dari:

1. Tiga Unit Gas Turbin Generator dengan kapasitas 3 x 100 MW

2. Tiga Unit Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

3. Satu Unit Steam Turbin Gas (STG) dengan kapasitas 1 x 150 MW

Turbin gas tersebut buatan General Electrik (GE) dengan kode MS-9001 E

GE. Turbin gas ini langsung memutar generator dengan putaran 3000 rpm dan

tegangan keluar 11,5 KV. Beban setiap unit generator dapat diamati di ruang kontrol.

Exhaust gas GTG dialirkan ke HRSG melalui Diventer Damper. Panas exhaust gas

dari GTG tersebut digunakan menguapkan air di HRSG. Uap tersebut kemudian

digunakan untuk memutar STG.

Operasi pembangkit ini dapat dilakukan 2 cara yaitu simple cycle dan

combined cycle. Simple cycle dalam operasi pembangkit listrik memiliki pengertian


5

bahwa pembangkit listrik beroperasi menggunakan 1 jenis pembangkit yaitu mesin

PLTG. Exhaust gas hasil pembakaran akan langsung dibuang ke atmosfir tanpa

dimanfaatkan kembali. Sedangkan combined cycle dalam operasi pembangkit listrik

memiliki pengertian pembangkit listrik beroperasi menggunakan 2 jenis mesin

pembangkit listrik yaitu mesin PLTG dan PLTU. Mesin PLTU memperoleh panas

pada boiler diperoleh dari exhaust gas dari PLTG, sehingga PLTU tidak mampu

beroperasi sendiri tanpa beroperasinya PLTG.

PLTGU Tambak Lorok beropeasi sesuai permintaan beban dari P3B

(Penyaluran Pengaturan Pusat Beban di Unggaran). Pola Operasi PLTGU Tambak

Lorok berdasarkan kondisi beban adalah sebagai berikut.

1. Pada Beban Luar Puncak

PLTGU beroperasi dengan pola 2-2-1 yang berarti 2 unit GTG, 2 unit HRSG

dan 1 unit STG beroperasi.

2. Pada Waktu Beban Puncak

PLTGU beroperasi maksimal dengan pola 3-3-1 yang berarti 3 unit GTG, 3

unit HRSG dan 1 unit STG beroperasi.

3. Pada waktu weekend

PLTGU beroperasi dengan beban minimal 1-1-1 yang berarti 1 unit GTG, 1

unit HRSG dan 1 unit STG beroperasi.

Sehingga PLTGU Tambak Lorok merupakan PLTGU dengan beroperasi

secara start-stop setiap hari.


6

2.2 Konsep Energi

2.2.1 Difinisi Energi

Energi termal adalah bentuk dasar dari energi. Artinya, semua bentuk energi

dapat dengan sempurna dikonversikan menjadi energi termal. Sebenarnya, semua

energi akan dikonversikan dalam bentuk energi termal, kecuali disimpan dalam

bentuk yang lain. Pengkorversian energi termal menjadi energi yang lain adalah

terbatas hingga suatu harga yang lebih kecil dari 100%. Proses konversi energi di

dalam suatu pembangkit memerlukan suatu masukan (input), yang berupa bahan

bakar (fuel) dan udara.

2.2.2 Bentuk-Bentuk Energi

Energi dapat terwujud dalam berbagai bentuk, yaitu energi kimia, energi

panas, energi mekanis, energi listrik, energi nuklir, energi gelombang

elektromagnetik, energi gaya magnit, dan lain-lain. Suatu media pembawa energi

dapat mengandung berbagai bentuk energi tersebut sekaligus, dan jumlah energinya

disebut energi total (E). Dalam analisis termodinamika sering digunakan energi total

setiap satuan masa media (m), yang disebut sebagai energi per-satuan massa (e) yaitu:

m

Ee = (2.1)

Berbagai bentuk energi di atas dapat pula dikelompokan menjadi dua bentuk,

yaitu energi makroskopik dan energi mikroskopik. Energi makroskopik adalah

keberadaan energi ditandai dari posisinya terhadap lingkungannya atau terhadap

suatu referensi yang ditentukan. Contoh bentuk energi makroskopik adalah energi


7

kinetik (KE) dan energi potensial (PE). Keberadaan energi mikroskopik ditentukan

oleh struktur internal dari zat pembawa energi sendiri dan tidak tergantung kepada

lingkungannya, yaitu struktur dan gerakan molekul zat tersebut. Energi mikroskopik

ini disebut sebagai energi internal (U).

Energi makroskopik berhubungan dengan gerakan masa pembawa energi, dan

pengaruh luar seperti gaya gravitasi, pengaruh energi listrik, sifat magnit, dan

tegangan pemukaan fluida. Energi kinetis KE adalah energi yang disebabkan oleh

gerakan relatif terhadap suatu referensi, dan besarnya adalah:

2

mVKE

2

= (2.2)

atau dalam bentuk energi per-satuan massa:

2

Vke

2

= (2.3)

dengan,

m = satuan massa media pembawa energi

V= satuan kecepatan gerakan massa.

Energi potensial adalah energi yang disebabkan oleh posisi elevasinya dalam

medan gravitasi, dan besarnya adalah

mgzPE = (2.4)

Atau dalam bentuk energi per-satuan massa,

gzpe = (2.5)

dengan,


8

g = gaya gravitasi

z = posisi elevasi terhadap suatu referensi.

Energi internal meliputi semua jenis energi mikroskopik, yaitu akibat dari

struktur dan aktivitas molekul dalam masa yang ditinjau. Struktur molekul adalah

jarak antar molekul dan besar gaya tarik antar molekul, sedang aktivitas molekul

adalah kecepatan gerak molekul. Energi laten adalah energi yang merubah jarak dan

gaya tarik antar molekul, sehingga masa berubah fase antara fase padat atau cair

menjadi gas. Energi sensible merubah kecepatan gerak molekul, yang ditandai oleh

perubahan temperatur dari masa yang ditinjau.

Energi kimia adalah energi internal sebagai akibat dari komposisi kimia suatu

zat, yang merupakan energi yang mengikat atom dalam molekul zat tersebut.

Perubahan struktur atom menyebabkan perubahan energi pengikat atom dalam

molekul, sehingga reaksinya dapat melepaskan energi (eksothermis) misalnya dalam

reaksi pembakaran, atau memerlukan energi (indothermis). Bentuk energi internal

lainnya adalah energi nuklir, yang merupakan energi ikatan antara atom dengan

intinya.

Dalam bahasan termodinamika efek dari jenis energi makroskopik lain yaitu

energi magnetik, dan tegangan permukaan fluida dapat diabaikan, sehingga energi

total E dari masa pembawa energi tersebut adalah:


9

pekeue

mgz2

mVUE

PEKEUE

2

++=

++=

++=

(2.6)

atau dalam bentuk energi per-satuan massa,

gz2

Vue

2

++= (2.7)

Dalam aplikasi bidang teknik masin atau sistem termodinamika yang ditinjau

biasanya tidak bergerak selama proses berlangsung, sehingga perubahan energi

potensial dan energi kinetisnya sama dengan nol.

2.3 Konsep Dasar Termodinamika

2.3.1 Definisi dan Aplikasi Termodinamika

Termodinamika adalah ilmu tentang energi, yang secara spesifik membahas

tentang hubungan antara energi panas dengan kerja. Energi dapat berubah dari satu

bentuk ke bentuk lain, baik secara alami maupun hasil rekayasa teknologi. Selain itu

energi di alam semesta bersifat kekal, tidak dapat dibangkitkan atau dihilangkan,

yang terjadi adalah perubahan energi dari satu bentuk menjadi bentuk lain tanpa ada

pengurangan atau penambahan. Prinsip ini disebut sebagai prinsip konservasi atau

kekekalan energi.

Prinsip termodinamika tersebut sebenarnya telah terjadi secara alami dalam

kehidupan sehari-hari. Bumi setiap hari menerima energi gelombang elektromagnetik

dari matahari, dan di bumi energi tersebut berubah menjadi energi panas, energi

angin, gelombang laut, proses pertumbuhan berbagai tumbuh-tumbuhan dan banyak


10

proses alam lainnya. Proses di dalam diri manusia juga merupakan proses konversi

energi yang kompleks, dari input energi kimia dalam maka akan menjadi energi gerak

berupa segala kegiatan fisik manusia, dan energi yang sangat bernilai yaitu energi

pemikiran.

Dengan berkembangnya ilmu pengetahuan dan teknologi, maka prinsip

alamiah dalam berbagai proses termodinamika direkayasa menjadi berbagai bentuk

mekanisme untuk membantu manusia dalam menjalankan kegiatannya. Mesin-mesin

transportasi darat, laut, maupun udara merupakan contoh yang sangat dikenal dari

mesin konversi energi, yang merubah energi kimia dalam bahan bakar atau sumber

energi lain menjadi energi mekanis dalam bentuk gerak atau perpindahan di atas

permukaan bumi, bahkan sampai ke luar angkasa.

Pabrik-pabrik dapat memproduksi berbagai jenis barang, digerakkan oleh

mesin pembangkit energi listrik yang menggunakan prinsip konversi energi panas dan

kerja. Untuk kenyamanan hidup, dimanfaatkan mesin air conditioning, mesin

pemanas, dan refrigerators yang menggunakan prinsip dasar thermodinamika.

Aplikasi thermodinamika yang begitu luas dimungkinkan karena perkembangan ilmu

termodinamika sejak abad 17 yang dipelopori dengan penemuan mesin uap di

Inggris, dan diikuti oleh para ilmuwan termodinamika seperti Willian Rankine,

Rudolph Clausius, dan Lord Kelvin pada abad ke 19. Pengembangan ilmu

termodinamika dimulai dengan pendekatan makroskopik, yaitu sifat termodinamis

didekati dari perilaku umum partikel-partikel zat yang menjadi media pembawa


11

energi, yang disebut pendekatan termodinamika klasik. Pendekatan tentang sifat

termodinamis suatu zat berdasarkan perilaku kumpulan partikel-partikel disebut

pendekatan mikroskopis yang merupakan perkembangan ilmu termodinamika

modern, atau disebut termodinamika statistik. Pendekatan termodinamika statistik

dimungkinkan karena perkembangan teknologi komputer, yang sangat membantu

dalam menganalisis data dalam jumlah yang sangat besar.

2.3.2 Hukum Pertama Termodinamika

Hukum pertama termodinamika merupakan hukum konservasi energi.

Pernyataannya menyebutkan bahwa energi tidak dapat diciptakan ataupun

dihancurkan. Bila panas diberikan pada suatu sistem, maka sistem tersebut akan

berekspansi dan memberikan kerja disekeliling sistem. Tetapi disamping itu,

pemanasan terhadapan sistem akan memberikan pertambahan molekular dari zat dan

pertambahan jarak antara molekul-molekul sistem karena berekspansi. Energi yang

diperlukan dalam hal ini disebut energi dalam (internal energi). Jadi sebagian panas

yang diberikan diubah untuk pertambahan energi dalam. Selain itu sistem mengalami

pertambahan energi kinetik dan energi potensial, akibat dari gaya luar seperti gaya

gravitasi dan lain-lain.

Perubahan dalam energi keseluruhan di dalam suatu sistem dicerminkan

dalam perubahan pada berbagai bentuk energi yang membentuk energi dalam

keseluruhan, sebagai berikut:


12

)PE(d)EK(d)dll...,du(de +++= (2.8)

Prinsip kekekalan massa pada sistem aliran juga dapat diterapkan dalam

proses kesetimbangan energi yang digunakan untuk menunjukan adanya kebocoran

aliran massa dari suatu proses atau perlengkapan yang nantinya dianggap sebagai

kerugian energi.

Gambar 2.1 Diagram Kesetimbangan Energi

Pada diagram kesetimbangan energi (Gambar 2.1) menunjukan aliran massa

dan jumlah energi yang masuk dan keluar dari diagram tersebut, didapatkan

persamaan umum energi sebagai berikut:

WVpU2

VmzgmQVpU

2

Vmzgm 222

2

212

222111

2

11

111 ++++=++++ (2.9)

dimana

Tekanan Energi pV

keluar dan masuk parameter 1,2 Internal Energi U

luar Kerja W Kinetik Energi 2

mv

masuk yang Energi Q Potensial Energi mgz

2

=

==

==

==


13

2.3.3 Hukum Kedua Termodinamika

Hukum kedua menyatakan perbedaan kualitas diantara dua bentuk energi dan

menerangkan mengapa beberapa proses dapat terjadi secara spontanitas, dimana yang

lain tidak bisa terjadi. Ini menandakan suatu trend yang terjadi dan bisanya

dinyatakan di dalam pertidaksamaan. Dari hukum kedua dapat diketahui bahwa suatu

energi misalnya panas dapat diubah menjadi energi lain seperti kerja mekanik

ataupun sebaliknya. Tetapi dalam penerapannya, walaupun kerja mekanik memang

sepenuhnya dapat diubah menjadi panas, tetapi panas tidak dapat seluruhnya menjadi

kerja (kerja yang dapat balik), ini menunjukan adanya panas yang terbuang percuma.

Pernyataan Hukum Kedua Termodinamika merupakan hal yang menjelaskan

tetang hukum kedua termodinamika. Walaupun ada beberapa variasi dari formula

hukum kedua, dua diantaranya di kenal dengan pernyataan Clausius dan pernyataan

Kevin-Planc.

• Pernyataan Clausius. Tidak memungkinkan untuk suatu sistem untuk

memindahkan panas dari suatu reservoar bertemperatur rendah menuju reservoar

bertemperatur tinggi. Secara sederhana, perpindahan panas hanya dapat terjadi

spontanitas dalam arah dari penurunan temperatur.

• Pernyataan Kelvin-Planck. Tidak memungkinkan suatu sistem untuk menerima

panas yang diberikan dari reservoar temperatur tinggi dan menyediakan jumlah

yang sama dari kerja yang keluar. Ketika suatu sistem merubah kerja menjadi

energi yang sama yang pindah sebagai panas yang memungkinkan. Suatu alat yang


14

merubah panas menjadi perpindahan energi panas yang sama adalah tidak

mungkin, contohnya, kita tidak dapat membuat suatu mesin dengan efisiensi

termal 100%.

2.4 Siklus siklus pada Mesin PLTGU

Mesin pembangkitan listrik tenaga gas dan uap menggunakan dua siklus

termodinamika, yaitu siklus Brayton dan siklus Rankine. Hal tersebut karena mesin

pembangkit listrik tenaga gas dan uap merupakan gabungan dari dua mesin

pembangkit yang fluida kerjanya berbeda. Siklus Brayton adalah siklus yang

digunakan pada mesin pembangkit listrik tenaga gas, sedangkan siklus Rankine

adalah siklus yang digunakan pada mesin pembangkit listrik tenaga uap.

2.4.1. Siklus Brayton

Gambar 2.2 Diagram P-v dan T-s siklus Brayton Ideal pada sistem PLTG

Diagram dari siklus Brayton diatas di perlihatkan proses-proses yang terdiri

atas :


15

3

4 9’

10’

s

T

1 – 2 : Proses kompresi isentropic. Udara atmosfer masuk sistem turbin gas

melalui inlet kompresor. Kompresor mengkompresikan udara tersebut

sampai tekanan tertentu disertai penyempitan volume.

2 – 3 : Merupakan proses pembakaran isobaric. Udara terkompresi masuk ke ruang

bakar di injeksika. Proses pembakaran terjadi menghasilkan energi panas,

energi panas tersebut diserap oleh udara bertekanan dalam kompresor.

Proses ini terjadi penambahan volume tetapi tidak terjadi pertambahan

bertekanan.

3 – 4 : Proses ekspansi isentropic. Udara bertekanan yang memiliki energi panas

dari hasil pembakaran berekspansi melewati turbin. Ketika terjadi proses

ini udara bertekanan mengalami pertambahan volume.

4 – 1 : Proses pembuangan panas ke atmosfer.

2.4.2 Siklus Rankine

Proses kerja dari turbin uap ini dapat dijelaskan dalam siklus rankine atau

siklus tenaga uap yang mana merupakan siklus teoritis paling sederhana yang

mempergunakan uap sebagai media kerja sebagaimana dipergunakan pada Pusat

Listrik Tenaga Uap.

Gambar 2.3 Diagram T – s Siklus Rankine pada sistem PLTU

1

2

5 6

7

8 9

10


16

1

4

2 3

5 6

9

10

8

7

P

Gambar 2.4 skematik diagram P-V siklus Rankine pada sistem PLTU

Proses yang terjadi pada siklus Rankine sesuai dengan P-V diagram sebagai

berikut :

7 – 9 : ekspansi isentropic dari fluida kerja melalui turbin dari uap panas lanjut

(superheated vapor) tekanan tinggi hingga mencapai uap panas lanjut

tekanan rendah.

9 – 10 : ekspansi isentropic dari fluida kerja melalui turbin dari uap panas lanjut

tekanan rendah hingga mencapai tekanan kondensor.

10 – 1 : perpindahan kalor dari fluida kerja ketika mengalir pada tekanan konstan

menjadi cairan jenuh.

1 – 2 : kompresi isentropic dalam pompa menuju ke kondisi titik 2.

2 – 3 : perpindahan kalor pada fluida kerja yang terjadi pada tekanan konstan.

3 – 4 : kompresi isentropic dalam pompa menuju ke kondisi titik 4.

v


17


5 – 6 : perpindahan kalor pada fluida kerja yang terjadi pada tekanan konstan. Pada

proses ini air dipanaskan menjadi uap basah tekanan tinggi.


proses ini uap basah tekanan tinggi dipanaskan menjadi uap kering

(superheated vapor) tekanan tinggi.


proses ini air dipanaskan menjadi uap basah.


Pada proses ini uap basah tekanan rendah dipanaskan menjadi uap kering

(superheated vapor) tekanan rendah.

2.5 Komponen PLTGU

PLTGU memiliki beberapa komponen utama diantaranya (a) Gas turbine

generator (b) Heat recovery steam generator (c) Steam turbine generator. Berikut ini

penjelajsanya :

2.5.1 Gas turbine generator

Gas turbine generator merupakan pembangkit listrik primer dari PLTGU.

Untuk memfungsikan Gas turbine generator dapat menggunakan dua jenis bahan

bakar, yaitu bahan bakar minyak (High speed disel) dan gas alam (Natural gas ).

Prinsip kerja dari Gas turbine generator yaitu memanfaatkan gas panas hasil proses


18

pembakaran pada combustion chamber untuk memutar turbin gas yang akan

menghasilkan listrik dari generator.

Cara kerja dari gas turbine generator yaitu mula-mula motor cranking

memutar kompresor untuk menghisap udara luar, kemudian udara luar akan diubah

menjadi udara atomizing sebagaian kecil digunakan untuk pembakaran dan sebagian

besar sebagai pendingin turbin. Disisi lain bahan bakar berupa gas alam dialirkan

melalui pipa ke ruang bakar / combustion chamber. Pada saat bahan bakar gas dan

udara atomizing yang berasal dari kompresor bercampur dalam combustion chamber,

maka dalam waktu bersamaan dengan busi (spark plug) mulai memercikkan api

untuk menyulut pembakaran sehingga terjadi proses pembakaran dalam combustion

chamber dan menghasilkan gas panas. Gas panas yang dihasilkan dari proses

pembakaran ini digunakan sebagai penggerak atau pemutar turbin gas. Akibat

berputarnya turbin gas maka generator juga akan berputar dan generator akan

menghasilkan listrik.

Gas turbine generator memiliki berberapa komponen, antara lain sebagai

berikut :

1. Kompresor

Kompresor adalah komponen yang berfungsi meningkatkan tekanan

udara. Udara tersebut di peroleh dari udara lingkungan. Udara tersebut akan

dikompresi pada tekanan tertentu lalu akan dialirkan ke combustion chamber. Hal


19

tersebut dimaksudkan agar gas panas dari combustion chamber memiliki tekanan

yang tinggi.

Gambar 2.5 Skematik Kompresor

Untuk menentukan isentropic keluaran kompresor dapat di hitung dengan

Persamaan (2.10) :

( ) k

1-k

1

2

P

P

1s2 TT

×= (2.10)

Dengan 1T adalah temperatur udara lingkungan, 1P adalah tekanan udara

lingkungan, 2P adalah tekanan absolute, dan k adalah konstanta rasio cp

terhadap cv .

Untuk mengitung laju aliran udara dapat dihitung dengan Persamaan (2.11) :

))Tcpt(-)Tcpt((

Wm

1122

GT

a ××=

(2.11)

Dengan am adalah laju aliran udara, 1cpt adalah nilai kalor spesifik gas ideal

pada temperatur 1, 1T adalah temperatur udara lingkungan, 2cpt adalah nilai

kalor spesifik gas ideal pada temperatur 2, 2T adalah temperatur keluar

kompresor, dan GTW adalah daya yang dihasilkan gas turbin.

Untuk menentukan Efisiensi Kompresor dapat dihitung dengan persamaan (2.12):

kompresor


20

)Tt cpm(W

)Tt cpm(η

11aGT

'2'2a

Kompresor, ××+

××=

(2.12)

Dengan am adalah laju aliran udara, '2cpt adalah adalah nilai kalor spesifik gas

ideal pada temperatur 2’, '2T adalah temperatur keluar kompresor yang ideal, 1cpt

adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada temperatur 1, 1T adalah temperatur

udara lingkungan, dan GTW adalah daya yang dihasilkan gas turbin.

2. Ruang Bakar (Combustion Chamber)

Ruang bakar adalah komponen dimana terjadinya proses pembakaran.

Udara bertekanan dari kompresor akan bercampur dengan bahan bakar dan

bereaksi. Proses pembakaran tersebut terjadi dengan bantuan percikan api dari

spark plug proses pembakaran tersebut dimaksud untuk menambahkan nilai kalor

gas.

Gambar 2.6 skematik Ruang Bakar

Untuk menentukan Efisiensi Ruang Bakar (Combustion Chamber) dapat dihitung

dengan Persamaan (2.13) :

Ruang bakar

Bahan bakar


21

( )

( ) ( ) ( )sΔT-Tt cp-Tt cp h

s- s sΔ

mmm

HVmQ

TT

02'2'333

2'3

fag

fbakar bahan

)k/1-k(

P

P

43 1

2

×××=

=

+=

×=

×=

)mTt CpQ(

mhη

a'2'2bakarl bahan

g3

cc ••

•

××+

×= (2.13)

Dengan 4T adalah temperatur keluar turbin, 1P adalah tekanan udara lingkungan,

2P adalah tekanan absolute, k adalah konstanta rasio cp terhadap cv , fm adalah

laju aliran bahan bakar, am adalah laju aliran udara, gm adalah laju aliran

gabungan, 0T adalah temperatur lingkungan, sΔ adalah perubahan entropi pada

sistem, HV adalah nilai heating value gas alam, 3cpt adalah nilai kalor spesifik

gas ideal pada temperatur 3, '2cpt adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada

temperatur 2’, '2T adalah temperatur keluar kompresor yang ideal, dan bakar bahanQ

adalah daya masukan bahan bakar.

3. Turbin Gas

Turbin gas adalah turbin dengan gas sebagai fluida kerjanya. Turbin gas

merupakan salah satu komponen sistem PLTG.


22

Gambar 2.7 skematik Turbin Gas

Untuk menentukan Efisiensi Turbin Gas dapat dihitung dengan Persamaan (2.14):

( )

( )

k

1-k

2

1

P

P

3

s4

TT =

)Tt cpm(

)Tt cpm(Wη

33g

'4'4gGT

t ××

××+=

(2.14)

Dengan GTW adalah daya yang dihasilkan gas turbin, gm adalah laju aliran

gabungan, 3cpt adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada temperatur 3, '4cpt

adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada temperatur 4’, dan '4T adalah temperatur

keluar turbin yang ideal

Untuk menentukan Efisiensi Gas turbine generator / sistem PLTG dapat dihitung

dengan Persamaan (2.15) :

Bakar bahan

GT

SistemPLTG Q

Wη

•

= (2.15)

Dengan GTW adalah daya yang dihasilkan gas turbin, dan

bakar bahanQ adalah daya

masukan bahan bakar.

Bypass stack

(exhaust)

Turbin Gas


23

HP

LP

4. Exhaust

Exhaust adalah komponen yang berfungsi untuk membuang gas panas

yang telah melewati turbin gas. Gas tersebut dibuang ke lingkungan sekitar. Pada

saluran exhaust juga terpasang sebuah komponen yang disebut diverter damper.

Diventer damper berguna sebagai katup untuk mengalirkan gas buang dari PLTG

ke HRSG jika tidak dibuang ke lingkungan.

2.5.2. Heat recovery steam generator (HRSG)

Heat Recovery Steam Generator (HRSG) dapat dikatakan sebagai boiler.

Komponen ini adalah penghasil uap panas mesin pembangkit listrik tenaga uap

(PLTU). Panas HRSG diperoleh dari panas sisa gas buang pembangkit listrik

tenaga gas (PLTG). Sebuah HRSG dapat menghasilkan dua uap dengan tekanan

yang berbeda yaitu uap tekanan tinggi dan uap tekanan rendah. Uap yang

dihasilkan adalah uap kering (super heated vapor).

Gambar 2.8 Diagram alir pada sistem HRSG.

HP

LP

Pompa HP Transfer


24

Untuk menentukan Efisiensi Heat Recovery Steam Generator (HRSG) dapat

dihitung dengan Persamaan (2.16) :

)mTt cp(-)mTt cp(

)]m(hW(

)m(h[(W-)hm()hm(

η

gHRSG keluarkeluarHRSGg'4'4

HpHptransfer hp pompa

LpLpkondensat pompa

SHHPHP SHLPLP

HRSG ••

•

••

××××

×+

+×+×+×

= (2.16)

Dengan m SHLP adalah laju aliran uap rendah, SHLPh adalah entalphy uap tekanan

rendah, SHHPm adalah laju aliran uap tinggi, SHHPh adalah entalphy uap tekanan

tinggi, kondensat pompaW adalah kerja pompa kondensat, LPh adalah entalphy air

tekanan rendah, LPm adalah laju aliran air rendah, transfer HP pompaW adalah kerja

pompa HP transfer, HPh adalah entalphy air tekanan tinggi, HPm adalah laju aliran

air tinggi, '4cpt adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada temperatur 4’, '4T

adalah temperatur keluar turbin yang ideal, gm adalah laju aliran gabungan,

HRSG keluarcpt adalah nilai kalor spesifik gas ideal pada temperatur keluar HRSG,

dan HRSG keluarT adalah temperatur keluar HRSG.

HP transfer pump adalah pompa yang berfungsi mengalirkan dan

meningkatkan air untuk HRSG pada tingkatan output high pressure vapor.


25

Pompa HP

Transfer

Gambar 2.9 Skematik Pompa HP Transfer

Untuk menentukan Efisiensi Heat transfer pump dapat dihitung dengan

Persamaan (2.17)

)hm(W

hmη

LPLPPompa

HPHP

Pump Transfer HP

×+

×= •

•

(2.17)

Dengan transfer HP pompaW adalah kerja pompa HP transfer, HPh adalah entalphy air

tekanan tinggi, HPm adalah laju aliran air tinggi, LPh adalah entalphy air tekanan

rendah, dan LPm adalah laju aliran air rendah.

2.5.3. Steam turbine generator (STG)

Steam turbine generator (STG) adalah pembangkit listrik sekunder dari

PLTGU. Unit yang digerakkan oleh uap panas bertekanan dari heat recovery steam

generator . Steam turbine generator memiliki berberapa komponen, antara lain

sebagai berikut :

1. Turbin Uap

Turbin Uap adalah komponen yang berfungsi untuk memutar poros

generator. Energi mekanik untuk memutar turbin tersebut berasal dari HRSG


26

yang di alirkan ke turbin uap. Tekanan dan temperatur uap menurun setelah

melewati turbin.

Gambar 2.10 Skematik Turbin Uap

Untuk menentukan Efisiensi Turbin Uap dapat dihitung dengan Persamaan (2.18):

kondensortotalKondensor

LPtotalLP

HPHPHP

LPHPtotal

hmQ

hmW

hmW

mmm

×=

×=

×=

+=

stKondensor

LPHP

STWQ

WWη +

+= (2.18)

Dengan HPW adalah kerja turbin tekanan tinggi, LPW adalah kerja turbin tekanan

rendah, STW adalah daya yang dihasilkan turbin uap, dan

kondensorQ adalah kerja

kondensor.


27

Kondensor

2. Kondensor

Kondensor adalah komponen yang berfungsi untuk melepas kalor dengan

mengubah uap yang keluar dari turbin menjadi cair sehingga dapat disirkulasikan

kembali dalam sistem.

Gambar 2.11 Skematik Kondensor

Untuk menentukan Efisiensi Kondensor dapat dihitung dengan Persamaan (2.19) :

kondensor gtotalout

kondenort ftotalin

hmQ

hmQ

×=

×=

•

•

in

out

kondensor Q

Qη = (2.19)

Dengan inQ adalah kerja kondensor saat masuk dan

outQ adalah kerja kondensor

saat keluar

3. Pompa kondensat

Pompa kondensat adalah pompa yang berfungsi mengalirkan dan

meningkatkan tekanan dan temperatur air sebelum masuk HRSG.


28

Pompa kondensat

Gambar 2.12 Skematik Pompa Kondensat

Untuk menentukan Efisiensi Pompa Kondensat dapat dihitung dengan

persamaan (2.22) :

kondensatkondensatout

kondensorkondensatpompain

hmW

hmWW

×=

×+=

••

•••

out

in

kondensat pompa

W

Wη •

•

= (2.22)

Dengan inW adalah kerja pompa awal dan

outW adalah kerja pompa saat keluar

2.6 Efisiensi Mesin PLTGU

Mesin PLTGU dapat beroperasi dengan 2 cara, yaitu simple cycle dan

combined cycle. Efisiensi mesin PLTG )η( PLTG sistem dan efisiensi mesin PLTGU

( )η( PLTGU sistem dapat dihitung dengan persamaan (2.23) dan (2.24).

gt

out.GT

PLTG sistem

Q

Wη •

•

= (2.23)

GT

out.STout.GT

PLGU sistem

QΣ

WWΣη •

••

+= (2.24)


29

Dengan out.GTWΣ•

adalah penjumlahan nilai daya output PLTG dan bakar bahan

QΣ•

adalah penjumlahan nilai laju energi bahan bakar, sedangkan out.STW•

adalah nilai

daya output PLTU.


35

30

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1. Alur Penelitian

Penelitian mesin PLTGU PT. Indonesia Power Unit Pembangkitan Semarang

melalui serangkaian proses awal hingga akhir yang dapat dideskripsikan melalui

diagram alir pada gambar 3.1.

Mulai

Survey Pembangkit Tenaga

Gas dan Uap

Studi Literatur

Perumusan Masalah

Menentukan Tujuan Penelitian

A


31

Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian

Tidak

Ya

A

Perhitungan dan Analisa

Kesimpulan dan Saran

Pengambilan Data :

13. Parameter Sistem Pembangkit Listrik

14. Parameter Lingkungan Sistem

Pembangkit Listrik

Lengkap

Selesai


32

Keterangan Diagram Alir Penelitian pada Gambar 3.1 adalah sebagai berikut :

1. Survey

Survey pembangkit listrik tenaga gas dan uap dilakukan untuk mengetahui

operasi dan pola operasi sistem PLTGU.

2. Perumusan Masalah

Perumusan masalah adalah munculnya permasalahan yang ada pada PLTGU,

sehingga perlu diketahui penyebabnya.

3. Menentukan Tujuan

Menentukan target akhir dari penelitian yang akan dilaksanakan.

4. Studi Literatur

Mencari informasi dan mempelajari materi yang berhubungan dengan objek

penelitian.

5. Pengambilan Data

Melakukan pengambilan data kuantitatif pada objek penelitian.

6. Memiliki kelengkapan data yang telah diambil. Apabila belum lengkap, harus

melakukan pengambilan data kembali.

7. Perhitungan dan Analisa

Perhitungan adalah proses menghitung yang dilakukan setelah semua data

terkumpul dengan metode yang ditentukan. Analisa dilakukan untuk

mendeskripsikan permasalahan dengan indikasi-indikasi yang diperoleh dari

perhitungan.

8. Kesimpulan dan Saran

Penelitian dapat menyimpulkan penyebab suatu permasalahan dari hasil

Perhitungan dan Analisa dan akan memberikan beberapa saran yang mampu

merubah permasalahan tersebut menjadi lebih baik.


33

LP

Pompa HP

Transfer

Pompa kondensat

Gambar 3.2 Skematik Mesin PLTGU Dengan Pola Operasi 2-2-1

HRSG

HP

BB

K

RB

T

Keterangan :

: Menunjukan Unit 1

: Menunjukan Unit 2

LP HP Turbin LP Turbin LP Turbin

Kondensor


34

B

B

K

R

B

T

Pompa kondensat

Pompa HP

Transfer

Gambar 3.2 Skematik Mesin PLTGU Dengan Pola Operasi 3-3-1

BB

K

RB

T

BB

K

RB

T

HRSG

HP

Keterangan :

: Menunjukan Unit 1

: Menunjukan Unit 2

: Menunjukan Unit 3

HP Turbin LP Turbin LP Turbin

Kondensor


35

3.2. Variabel Penelitian

Ada beberapa macam variabel pada penelitian ini, yaitu variabel terikat dan

variabel bebas.

a) Variabel Bebas

Variabel bebas merupakan variabel yang menjadi sebab timbulnya atau

berubahnya variabel terikat. Sehingga variabel bebas dapat dikatakan sebagai

variabel yang mempengaruhi. Variabel bebas dalam penelitian ini antara lain :

1. Pola kerja mesin pembangkit listrik

a. 2-2-1 (2 GTG, 2HRSG, 1STG)

b. 3-3-1 (3GTG, 3HRSG, 1STG)

2. Variasi beban mesin pembangkit listrik

b) Variabel terikat

Variabel terikat sering juga disebut variabel criteria dan respond an output

(hasil). Variabel terikat yang dipengaruhi atau yang menjadi akibat, karena

adanya variabel bebas. Ada beberapa variabel terikat pada penelitian ini,

variabel tersebut disajikan pada tabel (3.1).

Tabel 3.1 Tabel Variabel Terikat pada Penelitian

No. Variabel Terkait Simbol

1 a. Laju aliran massa udara masuk ke kompressor.

b. Tekanan udara masuk ke kompresor.

c. Temperatur udara masuk ke kompresor.

a. incompm ,

b. incompP ,

c. incompT ,

2 a. Laju aliran massa udara keluar dari kompressor. a. outcompm ,


36

b. Tekanan udara keluar dari kompresor.

c. Temperatur udara keluar dari kompresor.

b. outcompP ,

c. outcompT ,

3 a. Laju aliran massa udara masuk ke combustion

chamber.

b. Tekanan udara masuk ke combustion chamber.

c. Temperatur udara masuk ke combustion

chamber.

a. inCCm ,

b. inCCP ,

c. inCCT ,

4 a. Laju aliran massa bahan bakar masuk ke

combustion chamber.

a. fuelm

5 a. Laju aliran massa gas hasil pembakaran keluar

dari combustion chamber.

b. Tekanan gas hasil pembakaran keluar dari

combustion chamber.

c. Temperatur gas hasil pembakaran keluar dari

combustion chamber.

a. outCCm ,

b. outCCP ,

c. outCCT ,

6 a. Laju aliran massa gas hasil pembakaran masuk

ke turbin gas.

b. Tekanan gas hasil pembakaran masuk ke turbin

gas.

c. Temperatur gas hasil pembakaran masuk ke

turbin gas.

a. inGTm ,

b. inGTP ,

c. inGTT ,

7 a. Laju aliran massa gas hasil pembakaran keluar

dari turbin gas.

b. Tekanan gas hasil pembakaran keluar dari

turbin gas.

c. Temperatur gas hasil pembakaran keluar dari

turbin gas.

a. outGTm ,

b. outGTP ,

c. outGTT ,


37

8 a. Laju aliran massa gas buang masuk ke HRSG.

b. Tekanan gas buang masuk ke HRSG.

c. Temperatur gas buang masuk ke HRSG.

a. inexhm ,

b. inexhP ,

c. inexhT ,

9 a. Laju aliran massa air masuk ke LP HRSG.

b. Tekanan air masuk ke LP HRSG.

c. Temperatur air masuk ke LP HRSG.

a. outHRSGm ,

b. outHRSGP ,

c. outHRSGT ,

10 a. Laju aliran massa air panas keluar dari LP

HRSG.

b. Tekanan air panas keluar dari LP HRSG.

c. Temperatur air panas keluar dari LP HRSG.

d. outHRSGLPm ,.

e. outHRSGLPP ,.

f. outHRSGLPT ,.

11 a. Laju aliran massa air panas masuk ke HP

transfer pump.

b. Tekanan air panas masuk ke HP transfer pump.

c. Temperatur air panas masuk ke HP transfer

pump.

a. inpumptransm ,.

b. inpumptransP ,.

c. inpumptransT ,.

12 a. Laju aliran massa air keluar dari HP transfer

pump.

b. Tekanan air keluar dari HP transfer pump.

c. Temperatur air keluar dari HP transfer pump.

a. outpumptransm ,.

b. outpumptransP ,.

c. outpumptransT ,.

13 a. Laju aliran massa air panas masuk ke HP

HRSG.

b. Tekanan air panas masuk ke HP HRSG.

c. Temperatur air panas masuk ke HP HRSG.

a. inHRSGHPm ,.

b. inHRSGHPP ,.

c. inHRSGHPT ,.

14 a. Laju aliran massa LP superheated vapor keluar

dari LP HRSG.

b. Tekanan LP superheated vapor keluar dari LP

HRSG.

a. outHRSGLPm ,.

b. outHRSGLPP ,.

c. outHRSGLPT ,.


38

c. Temperatur LP superheated vapor keluar dari

LP HRSG.

15 a. Laju aliran massa HP superheated vapor keluar

dari HP HRSG.

b. Tekanan HP superheated vapor keluar dari HP

HRSG.

c. Temperatur HP superheated vapor keluar dari

HP HRSG.

a. outHRSGHPm ,.

b. outHRSGHPP ,.

c. outHRSGHPT ,.

16 a. Laju aliran massa gas buang keluar dari HRSG.

b. Tekanan gas buang keluar dari HRSG.

c. Temperatur gas buang keluar dari HRSG.

a. outexhm ,

b. outexhP ,

c. outexhT ,

17 a. Laju aliran massa HP superheated vapor masuk

ke HP turbin uap.

b. Tekanan HP superheated vapor masuk ke HP

turbin uap.

c. Temperatur HP superheated vapor masuk ke

HP turbin uap.

a. inSTHPm ,.

b. inSTHPP ,.

c. inSTHPT ,.

18 a. Laju aliran massa HP superheated vapor keluar

dari HP turbin uap.

b. Tekanan HP superheated vapor keluar dari HP

turbin uap.

c. Temperatur HP superheated vapor keluar dari

HP turbin uap.

a. outSTHPm ,.

b. outSTHPP ,.

c. outSTHPT ,.

19 a. Laju aliran massa LP superheated vapor masuk

ke LP turbin uap.

b. Tekanan LP superheated vapor masuk ke LP

turbin uap.

a. inSTLPm ,.

b. inSTLPP ,.

c. inSTLPT ,.


39

c. Temperatur LP superheated vapor masuk ke LP

turbin uap.

20 a. Laju aliran massa LP superheated vapor keluar

dari LP turbin uap.

b. Tekanan LP superheated vapor keluar dari LP

turbin uap.

c. Temperatur LP superheated vapor keluar dari

LP turbin uap.

a. outSTLPm ,.

b. outSTLPP ,.

c. outSTLPT ,.

21 a. Laju aliran massa uap masuk ke kondensor.

b. Tekanan uap masuk ke kondensor.

c. Temperatur uap masuk ke kondensor.

a. incondm ,

b. incondP ,

c. incondT ,

22 a. Laju aliran massa air keluar dari kondensor.

b. Tekanan air keluar dari kondensor.

c. Temperatur air keluar dari kondensor.

a. outcondm ,

b. outcondP ,

c. outcondT ,

23 a. Laju aliran massa air masuk ke recirculate

pump.

b. Tekanan air masuk ke recirculate pump.

c. Temperatur air masuk ke recirculate pump.

a. inpumprecircm ,.

b. inpumprecircP ,.

c. inpumprecircT ,.

24 a. Laju aliran massa air keluar dari recirculate

pump.

b. Tekanan air keluar dari recirculate pump.

c. Temperatur air keluar dari recirculate pump.

a. outpumprecircm ,.

b. outpumprecircP ,.

c. outpumprecircT ,.


40

3.3. Cara Pengambilan Data

Keperluan pengambilan data pada sistem mesin pembangkit listrik dapat

diperoleh dengan mengamati computer yang digunakan untuk mengoperasikan mesin

pembangkit listrik. Setelah data-data yang diperlukan sudah lengkap, data tersebut

dapat dihitung kemudian di analisa.

3.4. Analisis Data

Analisa data akan dilakukan dengan cara membandingkan antara efisiensi

simple cycle pada saat combine dan efisiensi combine cycle dengan beberapa

pembebanan dan pola operasi PLTGU. Analisa tersebut akan menunjukkan seberapa

besar pengaruh pembebanan terhadap efisiensi simple cycle pada saat combine dan

efisiensi combine cycle. Analisa juga dilakukan berdasarkan laju energi setiap

komponen. Hasil analisa tersebut akan menjabarkan pada saat kapan dan pada

komponen apa laju energi paling besar.

3.5. Tempat dan Jadwal Penelitian

a) Tempat Penelitian

Penelitian mesin PLTGU akan dilakukan di PT. Indonesia Power Unit

Pembangkitan Semarang yang beralamat di Jalan Ronggowarsito Komplek

Pelabuhan Tanjung Emas, Semarang, Jawa Tengah.

b) Jadwal Penelitian

Waktu dan perencanaan jadwal penelitian terlampir pada Lampiran


41

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Perhitungan Mesin Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap PT. Indonesia

Power Unit Pembangkitan Semarang

Uraian satuan GTG 1.2 GTG 1.3

GT Gen load MW 70 70

Air Inlet Temp 1T C 29 30

Comp. Disch Temp 2T C 332 321

Exhaust Temp 4T C 553 560

Tekanan udara luar 1P Bar 1.013 1.013

Comp. Disch Press gage2P Bar 8.38 7.92

gage212 PPP += Bar 9,393 8,933

Fuel flow (mf) s

kg

5.12 3.63

HV kg

KJ

54610.44 54610.44

Data Output Data Output diperoleh melalui proses perhitungan, dimana data ini

meliputi antara lain :

a) Temperatur udara tekan ideal )T( s2

( )

( )K40,570T

K302T

TT

s2

013,1

393,9

s2

)

P

P

1s2

004,1

1004,1

k

1-k(

1

2

=

×=

×=

b) Temperatur Ruang Bakar )T( 3


42

( )

( )

( ) ( )( )

( ) ( ) ( )[ ]( )( ) ( )( ) ( )( )

kgKJ

3

KgKJ

KgKJ

KgKJ

3

02'2'333

KgKJ

KgKJ

KgKJ

2'3

s

kg

s

kg

s

kg

fag

sKJ

bakar bahan

kgKJ

s

kg

bakar bahan

fbakar bahan

3

013,1

393,9

3

P

P

43

591,629h

K1,68715302K-K04,570K1,044-K97,1439K205,1h

sΔT-Tt cp-Tt cp h

K68715,1sΔ

K1,70868-K39583,3sΔ

s- s sΔ

35,215gm

12,523,210gm

mmm

4272,279605Q

54610,44 12,5Q

HVmQ

K97,1439T

K826T

TT

1,004

1-004,1

k

)1-k(

1

2

=

•××•×•=

×××=

•=

••=

=

=

+=

+=

=

×=

×=

=

×=

×=

c) Temperatur gas buang ideal )T( s4

( )

( )( )

K40,762T

K97,1439T

TT

s4

393,9

013,1s4

P

P

3

s4

004,1

1-004,1

k

)1-k(

2

1

=

=

=

d) Laju Aliran udara )m( a


43

s

kg

a

kgKJ

kgKJa

GT

a

23,210m

302K)]K(1,005-)K605K052,1[(

KW70000m

T1)](cpt1-)2T2cpt[(

Wm

=

×•×•=

××=

e) Efisiensi Kompresor )η( kompresor

( )( )( )( )

%6,93η

K302K005,123,210KW70000

K04,570K044,123,210η

)Tt cpm(W

)Tt cpm(η

kompresor

KgKJ

s

kg

KgKJ

s

kg

kompresor

11aGT

'2'2a

Kompresor

=

×•×+

×•×=

××+

××=

f) Efisiensi Ruang Bakar )η( ruangbakar

( )%5,33η

23,210K04,570K044,1KW4272,279605

35,215591,629η

mTt CpQ

mhη

cc

s

kg

kgKJ

s

kg

kgKJ

cc

a'2'2bakarl bahan

g3

cc

=

××•+

×=

××+

×=

••

•

g) Efisiensi Turbin Gas )η( TurbinGas

( )( )%63,66η

K97,1439K205,123,215

K826K10472,123,215KW70000η

)Tt cpm(

)Tt cpm(Wη

t

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

t

33g

'4'4gGT

t

=

×•×

×•×+=

××

××+=

h) Efisiensi Gas Turbin Generator )η( GTG


44

%04,25η

KW4272,279605

KW70000η

Q

Wη

GTG

GTG

Bakar bahan

GT

GTG

=

=

=

•

Uraian satuan HRSG 1.2 HRSG1.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 17.128 16 / 152

Flow LP Economizer kg/h 175000 165000

Press/Temp LP Drum Bar/C 6.5 / 128 6.4 / 152

Press/Temp LP Superheat Bar/C 6 / 302 6.1 / 305

Flow LP Superheat kg/h 19000 31000

Press/Temp HP Economizer Bar/C 121/ 168 122 /

Flow HP Economizer kg/h 119500 119000

Press/Temp HP Drum Bar/C 22 / 269 53 / 267

Press/Temp HP superheat Bar/C 52 / 514 53 / 515

Flow HP Superheat kg/h 127000 110000

Arus Motor HP Xfer Pump Amp 71 70

Data Output Data Output diperoleh melalui proses perhitungan, dimana data ini meliputi

antara lain :

a) Efisiensi HRSG

( ) ( )( )( )( )

( )( )( ) ( )[ ]

%78,72η

215,23405KK1,0137-23,215K40,762K089975,1

56,4089,683982,8W

28,3533,8101341,9W-17,346428,3593,286228,5

η

)mTt cp(-)mTt cp(

)]m(hW(

)m(h[(W-hmhm

η

HRSG

s

kg

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

kgKJ

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

HRSG

gHRSG keluarkeluarHRSGg'4'4

HpHptransfer hp pompa

LpLpkondensat pompa

SHHPHP SHLPLP

HRSG

=

××•××•

×+

+×+×+×

=

××××

×+

+×+×+×

=••

•

••


45

b) Efisiensi Pompa HP Transfer

( )

%31,98η

89,68356,40W9,1341

33,81028,35η

)hm(W

hmη

Pump Transfer HP

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

Pump Transfer HP

LPLPPompa

HPHP

Pump Transfer HP

=

×+

×=

×+

×= •

•

Uraian Satuan STG 1.0

ST Gen Load MW 65

Press IPC A/B Bar/Bar 50

Temp IPC A/B C/C 516

Press APC Bar 6

Temp APC C 300

Vacum Press mm HG 42

Press Disch Cond. Pump Bar 18.6

Temp Disch Cond. Pump C 38

Flow Disch Cond. Pump kg/h 402700

Arus Motor Cond. Pump Amp 52

Data Output Data Output diperoleh melalui proses perhitungan, dimana data ini meliputi

antara lain :

a) Efisiensi turbin uap


46

KW78,232855Q

797,256476,90Q

hmQ

KW38,277962W

63,306179,90W

hmW

KW17,266923W

03,347190,76W

hmW

79,90m

89,1390,76m

mmm

kondensor

kgKJ

s

kg

kondensor

kondensortotalKondensor

LP

kgKJ

s

kg

LP

LPtotalLP

HP

kgKJ

s

kg

HP

HPHPHP

s

kg

total

s

kg

s

kg

total

LPHPtotal

=

×=

×=

=

×=

×=

=

×=

×=

=

+=

+=

%66,54η

KW65000KW78,232855

KW38,277962KW17,266923η

WQ

WWη

ST

ST

stKondensor

LPHP

ST

=

+

+=

+

+=

b) Efisiensi kondensor

%67,5η

797,256479,90

51,14579,90η

hm

hmη

kondensor

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

kondensor

kondensor gtotal

kondensor ftotal

kondensor

=

×

×=

×

×=

c) Efisiensi pompa kondensat


47

( )( )

%63,94η

0133,146861,111W8,982

51,145861,111η

hmW

hmη

kondensat pompa

kgKJ

s

kg

kgKJ

s

kg

kondensat pompa

kondensorkondensatkondensat pompa

kondensatkondensat

kondensat pompa

=

×+

×=

×+

×=

d) Efisiensi mesin PLTGU

%28,48η

KW4272,279605

KW65000KW70000η

Q

WWη

PLTGU sinme

PLTGU sinme

gt

SToutout.GT

PLTG sinme

=

+=

+= •

•

4.2 Analisis Efisiensi PLTGU Pada Blok 1 Dengan Pola Operasional 2-2-1

4.2.1 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Kompresor 1 dan

Kompresor 2

Gambar 4.1 Grafik Efisiensi Kompresor Terhadap Beban


48

Gambar 4.1 menunjukan nilai efisiensi kompresor 1 pada beban 70 MW (93,60%)

menurun menjadi (93,19%) pada beban 80 MW. Menurunnya efisiensi kompresor

disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluaran. Pada beban 90 MW nilai

efisiensi terus meningkat menjadi (94,30%). Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan

energi keluaran semakin meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi kompresor terus

meningkat menjadi (94,64%). Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan meningkatnya

energi keluaran. Nilai efisiensi kompresor 2 pada beban 70 MW (94,37%) meningkat

menjadi (94,51% dan 95,39%) pada beban 80 MW, 90 MW. Meningkatnya efisiensi

kompresor disebabkan energi keluaran meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi

kompresor 2 menurun menjadi (94,77%). Menurunnya efisiensi kompresor 2 disebabkan

energi masuk lebih besar dari energi keluaran Dari gambar 4.1 nilai efisiensi kompresor 2

lebih baik disebabkan energi masuk dan energi keluaran lebih besar dari kompresor 1 .

4.2.2 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Ruang Bakar 1 dan

Ruang Bakar 2

Gambar 4.2 menunjukan nilai efisiensi ruang bakar 1 pada beban 70 MW (33,50%)

Meningkat menjadi (35,53%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi ruang bakar

disebabkan energi keluaran semakin meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi ruang

bakar menurun menjadi (33,78%). Menurunnya efisiensi ruang bakar disebabkan energi

masukan lebih besar dari energi keluaran. Pada beban 100 MW nilai efisiensi ruang bakar


49

meningkat menjadi (34,97%). Meningkatnya efisiensi ruang bakar disebabkan

meningkatnya energi keluaran. Nilai efisiensi ruang bakar 2 pada beban 70 MW (43,06%)

Gambar 4.2 Grafik Efisiensi Ruang Bakar Terhadap Beban

meningkat menjadi (44,53%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi ruang

bakar disebabkan energi keluaran semakin meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi

ruang bakar menurun menjadi (42,01%). Menurunnya efisiensi ruang bakar disebabkan

energi masukan lebih besar dari energi keluaran. Pada beban 100 MW nilai efisiensi ruang

bakar meningkat menjadi (44,42%) pada beban 100 MW. Meningkatnya efisiensi ruang

bakar disebabkan meningkatnya energi keluaran. Dari gambar 4.2 nilai efisiensi ruang

bakar 2 lebih baik dari ruang bakar 1 disebabkan energi keluaran yang dihasilkan oleh

ruang bakar 2 lebih besar.


50

4.2.3 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Turbin Gas 1 dan Turbin

Gas 2

Gambar 4.3 menunjukan nilai efisiensi turbin gas 1 pada beban 70 MW (66,63%)

menurun menjadi (65,91%, 65,21% dan 64,08%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100

MW. Menurunnya efisiensi turbin gas disebabkan energi masuk lebih besar dari energi

keluaran. Nilai efisiensi turbin gas 2 pada beban 70 MW (66,86%) menurun menjadi

(65,88%, 65,29% dan 64,39%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100 MW. Menurunnya

efisiensi turbin gas 2 disebabkan energi masukan lebih besar dari energi keluaran. Dari

gambar 4.3 nilai efisiensi turbin gas 2 lebih baik dari turbin gas 1 dikarenakan energi

keluaran turbin gas 1 lebih besar dari turbin gas 2.

Gambar 4.3 Grafik Efisiensi Turbin Gas Terhadap Beban


51

4.2.4 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Gas Turbin Generator 1 Dan Gas Turbin

Generator 2

Gambar 4.4 menunjukan nilai efisiensi gas turbin generator 1 pada beban 70 MW

(25,04%) meningkat menjadi (25,70%, 26,80% dan 27,29%) pada beban 80 MW, 90MW

dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi sistem pembangkit listrik tenga gas disebabkan

energi keluaran yang semakin meningkat. Nilai efisiensi gas turbin generator 2 pada beban

70 MW (35,31%) meningkat menjadi (36,35%, 37,63% dan 37,76%) pada beban 80 MW,

90 MW dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi sistem pembangkit listrik tenaga gas

disebabkan energi keluaran yang semakin meningkat. Dari gambar 4.4 nilai efisiensi sistem

pembangkit tenaga gas pada saat di gabungkan dengan sistem pembangkit listrik tenaga

uap, nilai efisiensi gas turbin generator 2 lebih baik dari gas turbin generator 1 disebabkan

energi masukan yang lebih rendah sehingga nilai efisiensi meningkat.

Gambar 4.4 Grafik Efisiensi Gas Turbin Generator


52

4.2.5 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi HRSG 1 dan HRSG 2

Gambar 4.5 menunjukan nilai efisiensi HRSG 1 pada beban 70 MW (72,78%)

menurun menjadi (71,93% dan 67,49%) pada beban 80 MW dan 90 MW. Menurunnya

efisiensi HRSG 1 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Pada beban 100

MW nilai efisiensi HRSG 1 meningkat menjadi (74,73%). Meningkatnya efisiensi HRSG 1

disebabkan energi keluar yang semakin meningkat. Nilai efisiensi HRSG 2 pada beban 70

MW (71,37%) menurun menjadi (60,48%) pada beban 80 MW. Menurunnya efisiensi

HRSG 2 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluaran. Pada beban 90 MW dan

100 MW nilai efisiensi HRSG 2 meningkat menjadi (63,05% dan 63,28%). Meningkatnya

efisiensi HRSG 2 disebabkan energi keluaran yang meningkat. Dari gambar 4.6 nilai

efisiensi HRSG yang lebih baik adalah nilai efisiensi HRSG 1 dari HRSG 2 disebabkan

energi keluaran pada HRSG 1 lebih besar dari HRSG 2.

Gambar 4.5 Grafik Efisiensi HRSG Terhadap Beban


53

4.2.6 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Pompa HP Transfer 1 Dan

Pompa HP Transfer 2

Gambar 4.6 Grafik Efisiensi Pompa HP Transfer Terhadap Beban

Gambar 4.6 menunjukan nilai efisiensi pompa hp transfer 1 pada beban 70 MW

(98,31%) meningkat menjadi (98,29%, 97,98% dan 96,89%) pada beban 80 MW, 90 MW

dan 100 MW. Menurunnya efisiensi pompa hp transfer disebabkan energi masukan lebih

besar dari energi keluaran. Nilai efisiensi pompa hp transfer 2 pada beban 70 MW (87,04%)

meningkat menjadi (88.02% dan 88,64%) pada beban 80 MW dan 90 MW. Meningkatnya

efisiensi pompa hp transfer 2 disebabkan energi keluaran yang meningkat. Pada beban 100

MW nilai efisiensi pompa hp transfer 2 menurun menjadi (87,85%). Menurunnya nilai

efisiensi pompa hp transfer 2 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Dari

gambar 4.7 nilai efisiensi pompa hp transfer yang lebih baik adalah pompa hp transfer 1

disebabkan energi masuk yang lebih besar dari pompa hp transfer 2.


54

4.2.7 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Turbin Uap

Gambar 4.7 menunjukan nilai efisiensi turbin uap pada beban 70 MW (54,66%)

meningkat menjadi (57,21% dan 57,25%) pada beban 80 MW dan 90 MW. Meningkatnya

nilai efisiensi turbin uap disebabkan meningkatnya energi keluaran. Pada beban 100 MW

nilai efisiensi turbin uap menurun menjadi (57,24%). Menurunnya efisiensi turbin uap

disebabkan energi masukan lebih besar dari energi keluaran.

Gambar 4.7 Grafik Efisiensi Turbin Uap Terhadap Beban

4.2.8 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Kondensor

Gambar 4.8 menunjukan nilai efisiensi kondensor pada beban 70 MW (5,67%)

meningkat menjadi (5,75%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi kondensor


55

disebabkan energi keluaran meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi kondensor

menjadi (5,90%). Meningkatnya efisiensi kondensor disebabkan energi keluaran semakin

meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi kondensor menurun menjadi (5,83%).

Menurunnya efisiensi kondensor pada beban 100 MW disebabkan energi masukan lebih

besar dari energi keluaran.

Gambar 4.8 Grafik Efisiensi Kondensor Terhadap Beban

4.2.9 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Pompa Kondensat

Gambar 4.9 menunjukan nilai efisiensi pompa kondensat pada beban 70 MW

(98,37%) menurun menjadi (98,42%, 98,44% dan 98,45%) pada beban 80 MW, 90 MW

dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi pompa kondensat pada setiap kenaikan beban

disebabkan semakin meningkatnya energi keluaran.


56

Gambar 4.9 Grafik Efisiensi Pompa Kondensat Terhadap Beban

4.2.10 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Sistem PLTGU

Gambar 4.10 menunjukan nilai efisiensi sistem PLTGU pada beban 70 MW

(42,90%) meningkat menjadi (43,47%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi sistem

PLTGU disebabkan energi keluaran yang meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi

sistem PLTGU meningkat menjadi (44,3496%). Meningkatnya efisiensi sistem PLTGU

disebabkan energi keluaran yang semakin meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi

sistem PLTGU meningkat menjadi (44,35%). Meningkatnya nilai efisiensi sistem PLTGU

disebabkan energi keluaran yang semakin meningkat.


57

Gambar 4.10 Grafik Efisiensi Sistem PLTGU Terhadap Beban

4.3 Analisis Efisiensi PLTGU Pada Blok 2 Dengan Pola Operasional 3-3-1

4.3.1 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Kompresor 1,

Kompresor 2 Dan Kompresor 3

Gambar 4.11 menunjukan nilai efisiensi kompresor 1 pada beban 70 MW (94,37%)

meningkat menjadi (94,61%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi kompresor

disebabkan energi keluar meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi kompresor menurun

menjadi (94,32%). Menurunnya efisiensi kompresor disebabkan energi masuk lebih besar

dari energi keluar. Pada beban 100 MW nilai efisiensi kompresor meningkat menjadi

(94,36%). Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan energi keluaran yang semakin


58

meningkat. Nilai efisiensi kompresor 2 pada beban 70 MW (92,19%) meningkat menjadi

(92,48%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan energi keluar

yang meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi kompresor meningkat menjadi

(94,13%). Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan energi keluar yang semakin

meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi kompresor menurun menjadi (93,03%).

Menurunnya efisiensi kompresor disebabkan energi masukan lebih besar dari energi

keluaran.

Gambar 4.11 Grafik Efisiensi Kompresor Terhadap Beban

Nilai efisiensi kompresor 3 pada beban 70 MW (93,73%) meningkat menjadi

(94,00%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan

tmeningkatnya energi keluar. Pada beban 90 MW nilai efisiensi kompresor meningkat

menjadi (94,83%). Meningkatnya efisiensi kompresor disebabkan energi keluaran yang

semakin meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi kompresor menurun menjadi


59

(93,64%). Menurunnya efisiensi kompresor disebabkan energi masuk lebih besar dari

energi keluar. Dari gambar 4.11 nilai efisiensi kompresor 3 lebih baik daripada kompresor

1 dan kompresor 2 disebabkan energi keluaran yang lebih besar.

4.3.2 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Ruang Bakar 1, Ruang

Bakar 2 dan Ruang Bakar 3

Gambar 4.12 Grafik Efisiensi Ruang Bakar Terhadap Beban

Gambar 4.12 menunjukan nilai efisiensi ruang bakar 1 pada beban 70 MW

(32,68%) Meningkat menjadi (34,60%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi ruang

bakar 1 disebabkan energi keluar yang meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi ruang

bakar 1 menurun menjadi (32,40,%). Menurunnya efisiensi ruang bakar 1 disebabkan

energi masuk lebih besar dari energi yang keluar. Pada beban 100 MW nilai efisiensi ruang


60

bakar 1 meningkat menjadi (36,17%). Meningkatnya efisiensi ruang bakar 1 disebabkan

energi keluaran yang semakin meningkat. Nilai efisiensi ruang bakar 2 pada beban 70 MW

(31,38%) meningkat menjadi (33,51%) pada beban 80 MW. Meningkatnya efisiensi ruang

bakar 2 disebabkan meningkatnya energi keluar. Pada beban 90 MW nilai efisiensi ruang

bakar 2 menurun menjadi (32,77%). Menurunnya efisiensi ruang bakar 2 disebabkan energi

masuk lebih besar dari energi keluar. Pada beban 100 MW nilai efisiensi ruang bakar 2

meningkat menjadi (34,94%) pada beban 100 MW. Meningkatnya efisiensi ruang bakar 2

disebabkan energi keluar yang semakin meningkat. Nilai efisiensi ruang bakar 3 pada

beban 70 MW (31,84%) meningkat menjadi (34,44%) pada beban 80 MW. Meningkatnya

efisiensi ruang bakar 3 disebabkan energi keluar yang meningkat. Pada beban 90 MW nilai

efisiensi ruang bakar 3 menurun menjadi (33,54%). Menurunnya efisiensi ruang bakar 3

disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Pada beban 100 MW nilai efisiensi

ruang bakar 3 meningkat menjadi (36,99%) pada beban 100 MW. Meningkatnya efisiensi

ruang bakar 3 disebabkan energi keluar yang semakin meningkat. Dari gambar 4.12 nilai

efisiensi ruang bakar 3 lebih baik dari ruang bakar 1 dan ruang bakar 2 disebabkan energi

keluaran yang lebih besar.

4.3.3 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Turbin Gas 1, Turbin Gas 2

dan Turbin Gas 3


61

Gambar 4.13 menunjukan nilai efisiensi turbin gas 1 pada beban 70 MW (67,14%)

menurun menjadi (66,09%, 65,66% dan 64,41%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100

MW. Menurunnya efisiensi turbin gas 1 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi

keluar. Nilai efisiensi turbin gas 2 pada beban 70 MW (67,59%) menurun menjadi

(66,52%, 65,54% dan 64,70%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100 MW. Menurunnya

Gambar 4.13 Grafik Efisiensi Turbin Gas Terhadap Beban

efisiensi turbin gas 2 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Nilai efisiensi

turbin gas 3 pada beban 70 MW (67,44%) menurun menjadi (66,37%, 65,75% dan 64,44%)

pada beban 80 MW, 90 MW dan 100 MW. Menurunnya efisiensi turbin gas 3 disebabkan

energi masuk lebih besar dari energi keluar. Dari gambar 4.13 nilai efisiensi turbin 2 lebih

baik disebabkan energi keluar dan energi masuk lebih kecil dari turbin 1 dan turbin 3.


62

4.3.4 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Gas Turbin Generator 1, Gas Turbin

Generator 2 dan Gas Turbin Generator 3

Gambar 4.14 Grafik Efisiensi Gas Turbin Generator Terhadap Beban

Gambar 4.14 menunjukan nilai efisiensi Gas Turbin Generator 1 pada beban 70

MW (24,85%) meningkat menjadi (25,93%, 26,58% dan 27,41%) pada beban 80 MW, 90

MW dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi Gas Turbin Generator disebabkan energi keluar

semakin meningkat. Nilai efisiensi Gas Turbin Generator 2 pada beban 70 MW (24,94%)

meningkat menjadi (26,35%, 27,51% dan 28,04%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100

MW. Meningkatnya nilai efisiensi Gas Turbin Generator disebabkan menigkatnya energi

keluar. Nilai efisiensi Gas Turbin Generator 3 pada beban 70 MW (24,65%) meningkat

menjadi (25,97%, 27,61% dan 28,09%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100 MW.

Meningkatnya nilai efisiensi Gas Turbin Generator disebabkan energi keluar yang semakin

meningkat. Dari gambar 4.14 nilai efisiensi Gas Turbin Generator pada saat di gabungkan


63

dengan sistem pembangkit listrik tenaga uap, nilai efisiensi Gas Turbin Generator 3 lebih

baik disebabkan energi masuk lebih kecil dari Gas Turbin Generator 1 dan Gas Turbin

Generator 2.

4.3.5 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi HRSG 1, HRSG 2 dan

HRSG3

Gambar 4.15 menunjukan nilai efisiensi HRSG 1 pada beban 70 MW (70,10%)

menurun menjadi (65,87%) pada beban 80 MW. Menurunnya efisiensi HRSG 1 disebabkan

energi masuk lebih besar dari energi keluar. Pada beban 90 MW nilai efisiensi HRSG 1

meningkat menjadi (70,94%). Meningkatnya efisiensi HRSG 1 disebabkan energi keluar

meningkat. Pada beban 100 MW nilai efisiensi HRSG 1 menurun menjadi (63,83%).

Menurunnya efisiensi HRSG 1 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar.

Nilai efisiensi HRSG 2 pada beban 70 MW (69,84%) menurun menjadi (68,10%) pada

beban 80 MW. Menurunnya efisiensi HRSG 2 disebabkan energi masuk lebih besar dari

energi keluar. Pada beban 90 MW nilai efisiensi HRSG 2 meningkat menjadi (68,18%).

Meningkatnya efisiensi HRSG 2 disebabkan meningkatnya energi keluar. Pada beban 100

MW nilai efisiensi HRSG 2 menurun menjadi (65,62%). Menurunnya efisiensi HRSG 2

disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Nilai efisiensi HRSG 3 pada beban

70 MW (73,59%) menurun menjadi (69,59%, 69,49% dan 64,43%) pada beban 80 MW, 90

MW dan 100 MW. Menurunnya efisiensi HRSG 3 disebabkan energi masuk lebih besar


64

dari energi keluar. Dari gambar 4.15 nilai efisiensi HRSG 2 yang lebih baik disebabkan

energi keluaran lebih besar dari HRSG 1 dan HRSG 3.

Gambar 4.15 Grafik Efisiensi HRSG Terhadap Beban

4.3.6 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Pompa HP Transfer 1,

Pompa HP Transfer 2 dan Pompa HP Transfer 3

Gambar 4.16 menunjukan nilai efisiensi pompa hp transfer 1 pada beban 70 MW


dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi pompa hp transfer 1 disebabkan energi keluar

meningkat terus menerus. Nilai efisiensi pompa hp transfer 2 pada beban 70 MW (82,27%)

menurun menjadi (81,06% dan 80,66%) pada beban 80 MW dan 90 MW. Menurunnya

efisiensi pompa hp transfer 2 disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar. Pada


65

beban 100 MW nilai efisiensi pompa hp transfer 2 meningkat menjadi (81,24%).

Meningkatnya efisiensi pompa hp transfer 2 disebabkan energi keluar semakin meningkat.

Nilai efisiensi pompa hp transfer 3 pada beban 70 MW (78,44%) meningkat menjadi

(83,67%, 84,66% dan 85,01%) pada beban 80 MW, 90 MW dan 100 MW. Meningkatnya

efisiensi pompa hp transfer 3 disebabkan energi keluar semakin meningkat pada setiap

pertambahan beban. Dari gambar 4.16 nilai efisiensi pompa hp transfer 3 lebih baik

disebabkan energi keluar lebih besar dari pompa hp transfer 1 dan pompa hp transfer 2.

Gambar 4.16 Grafik Efisiensi Pompa HP Transfer Terhadap Beban

4.3.7 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Turbin Uap

Gambar 4.17 menunjukan nilai efisiensi turbin uap pada beban 70 MW (62,61%)

meningkat menjadi (62,75%) pada beban 80 MW. Meningkatnya nilai efisiensi turbin uap


66

disebabkan energi keluaran yang meningkat. Pada beban 90 MW nilai efisiensi turbin uap

munurun menjadi (62,72%). Menurunnya nilai efisiensi turbin uap disebabkan energi

masuk lebih besar dari energi keluar. Pada beban 100 MW nilai efisiensi turbin uap

meningat menjadi (62,81%). Meningkatnya efisiensi turbin uap disebabkan energi keluar

semakin meningkat.

Gambar 4.17 Grafik Efisiensi Turbin Uap Terhadap Beban

4.3.8 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Kondensor

Gambar 4.18 menunjukan nilai efisiensi kondensor pada beban 70 MW (7,86%)

menurun menjadi (7,80%) pada beban 80 MW. Menurunnya efisiensi kondensor pada

beban 80 MW disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluaran. Pada beban 90

MW nilai efisiensi kondensor meningkat menjadi (8,08%). Meningkatnya efisiensi


67

kondensor disebabkan energi keluaran yang semakin meningkat. Pada beban 100 MW nilai

efisiensi kondensor menurun menjadi (7,90%). Menurunnya efisiensi kondensor pada

beban 100 MW disebabkan energi masuk lebih besar dari energi keluar.

Gambar 4.18 Grafik Efisiensi Kondensor Terhadap Beban

4.3.9 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Pompa Kondensat

Gambar 4.19 menunjukan nilai efisiensi pompa kondensat pada beban 70 MW


dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi pompa kondensat disebabkan energi keluar semakin

meningkat pada setiap kenaikan beban.


68

Gambar 4.19 Grafik Efisiensi Pompa Kondensat Terhadap Beban

4.3.10 Pengaruh Variasi Beban Terhadap Nilai Efisiensi Sistem PLTGU

Gambar 4.20 menunjukan nilai efisiensi sistem PLTGU pada beban 70 MW

(38,16%) meningkat menjadi (39,23%, 40,13% dan 40,56) pada beban 80 MW, 90 MW

Gambar 4.20 Grafik Efisiensi Sistem PLTGU Terhadap Beban


69

dan 100 MW. Meningkatnya efisiensi sistem PLTGU disebabkan energi yang keluar

meningkat terus menerus.


70

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 KESIMPULAN

Ada beberapa kesimpulan yang diperoleh dari hasil pembahasan, yaitu :

1. Analisis efisiensi PLTGU pada blok 1 dengan pola operasi 2-2-1 pada beban 70

MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 42,90%, 43,47%, 44,3496% dan

44,35%. Analisis efisiensi PLTGU pada blok 2 dengan pola operasi 3-3-1 pada

beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 38,16%, 39,23%, 40,13%

dan 40,56%.

2. Analisis efisiensi Gas Turbin Generator 1 dengan pola operasi 2-2-1 pada beban

70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 25,04%, 25,70%, 26,80% dan

27,29%. Nilai efisiensi Gas Turbin Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90

MW dan 100 MW sebesar 35,31%, 36,35%, 37,63% dan 37,76%. Analisis

efisiensi Gas Turbin Generator 1 dengan pola operasi 3-3-1 pada beban 70 MW,

80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 94,37%, 94,61%, 94,32%, dan 94,36%.

Nilai efisiensi Gas Turbin Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan

100 MW sebesar 92,19%, 92,48%, 94,13% dan 93,03%. Nilai Gas Turbin

Generator 3 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 93,73%,

94,00%, 94,83%, dan 93,64%.

3. Analisis efisiensi Heat Recovery Steam Generator 1 dengan pola operasi 2-2-1

pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 72,78%, 71,93%,

67,49% dan 74,73%. Nilai efisiensi Heat Recovery Steam Generator 2 pada


71

beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 71,37%, 60,48%, 63,05%

dan 63,28%. Analisis efisiensi Heat Recovery Steam Generator 1 dengan pola

operasi 3-3-1 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar

70,10%, 65,87%, 70,94% dan 63,83%. Nilai efisiensi Heat Recovery Steam

Generator 2 pada beban 70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 69,84%,

68,10%, 68,18% dan 65,62%. Nilai efisiensi Heat Recovery Steam Generator 3


69,49% dan 64,43%.

4. Analisi efisiensi Steam Turbin Generator dengan pola operasi 2-2-1 pada beban

70 MW, 80 MW, 90 MW dan 100 MW sebesar 54,66%, 57,21%, 57,25% dan

57,24%. Analisis efisiensi Steam Turbin Generator dengan pola operasi 3-3-1


62,72% dan 62,81%.

5.2 SARAN

Berdasarkan hasil pembahasan pada bab empat didepan, adapun saran yang

diajukan dalam penelitian ini adalah :

1. Efisiensi memiliki kontribusi terbaik pada beban 70 MW, dimana beban tersebut

memberikan efisiensi pada tahapan GTG, HRSG, dan STG. Sedangkan pada

kondisi puncak atau lebih dari 70 MW baik pada pola 2-2-1 dan 3-3-1 beban

bisa mencapai 100 MW belum semua tahapan GTG, HRSG, STG memberikan


72

efisiensi, hendaknya PLTGU Tambak Lorok memperhatikan dan menghitung

efisiensi dalam setiap permintaan daya.

2. Bagi mahasiswa yang mau skripsi di perusahaan sebaiknya belajar terlebih

dahulu apa materi yang di perlukan.


73

DAFTAR PUSTAKA

Cornelissen, R.L.(1997).”Thermodynamics and Sustainable Development”.

Enschede: FEBODRUK BV

Dincer, I. dan Cengel, Y. A.(2001). entropy. “Energy, entropy, and Exergy

Concepts and Their Roles in Thermal Engineering”.3.116-149.

Ersayin, E. dan Ozgener, L.(2015). Renwable and Sustainable Energy Riveiws.

”Performance Analysis of Combined Cycle Power Plants: A Case Study”.

43.832-848.

Habiba, H.Muh.S dan Cahyadi, F dkk.,(2006). “Analisis Efektifitas Sistem Pembangkit

Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) pada PT. Energi Sengkang”.

ILTEK, Volume I. 124-140.

Moran, M.J. dan Saphiro H.N.(2006).”Fundamental of Engineering

Thermodynamics”. Edisi ke-5. Chichester: Jhon Wiley & Sons Ldt.

Naryono, Ir dan Budiono, L.(2013).”Analisis Efisiensi Turbin Gas Terhadap

Beban Operasi PLTGU Muara Tawar Blok 1”. SINTEK VOL7 NO 2 page

78-94.

Setyoko, B.(2006).”Analisa Efisiensi Performa HRSG (Heat Recovery Steam

Generator) Pada PLTGU”.Traksi. Vol. 4. No.2.


74

LAMPIRAN

Tabel Data Hasil Pengamatan dengan Pola 2-2-1

Uraian Satuan GTG 1.2 GTG 1.3


Air Inlet Temp (T1) C 29 30

Comp. Disch Temp (T2) C 332 321

Exhaust Temp (T4) C 553 560

Tekanan udara luar (P1) Bar 1.013 1.013

Comp. Disch Press (P2 gage) Bar 8.38 7.92

Fuel flow (mf) kg/s 5.12 3.63

HV Kj/kg 54610.435 54610.435

Uraian Satuan HRSG 1.2 HRSG1.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 17.128 16 / 152



Press/Temp LP Superheat Bar/C 6 / 302 6.1 / 305


Press/Temp HP Economizer Bar/C 121 / 168 122 /







ST Gen Load MW 65



Press APC Bar 6

Temp APC C 300







75









HV Kj/kg 54610.44 54610.44

Uraian Satuan HRSG1.2 HRSG1.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 16 / 128 16.4 / 151



Press/Temp LP Superheat Bar/C 5.7 / 302 5.9 / 305


Press/Temp HP Economizer Bar/C 118 / 166 120






Uraian satuan STG 1.0

ST Gen Load MW 71



Press APC Bar 5.6

Temp APC C 300










76




Comp. Disch Press (P2

gage) Bar 9.9 9.56


HV Kj/kg 54610.44 54610.44

Uraian satuan HRSG1.2 HRSG1.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 17.1 / 128 16.4 / 147



Press/Temp LP Superheat Bar/C 5.7 / 301 5.9 / 307









ST Gen Load MW 76



Press APC Bar 5.7

Temp APC C 303












77




HV Kj/kg 54610.44 54610.44

Uraian Satuan HRSG1.2 HRSG1.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 16.7 / 130 16 / 153



Press/Temp LP Superheat Bar/C 5.9 / 302 6 / 309









ST Gen Load MW 80



Press APC Bar 5.8

Temp APC C 302






Tabel Hasil Analisis Efisiensi Energi Kompresor 1

Kompresor 1

Beban (MW) Ein (KW) Eout (KW) Efisiensi

70 133813.45 125247.34 93.60%

80 150564.20 140317.52 93.19%

90 165801.64 156358.44 94.30%


78

100 180954.58 171254.48 94.64%

Tabel Data Hasil Pengamatan dengan Pola 3-3-1

Uraian Satuan GTG 2.1 GTG 2.2 GTG 2.3

GT Gen load MW 70 70 70

Air Inlet Temp (T1) C 34 34 34

Comp. Disch Temp (T2) C 327 346 331

Exhaust Temp (T4) C 560 560 557

Tekanan udara luar (P1) Bar 1.013 1.013 1.013

Comp. Disch Press (P2 gage) Bar 7.83 8.17 7.85

Fuel flow (mf) kg/s 5.16 5.14 5.2

HV Kj/kg 54610.44 54610.44 54610.44

Uraian Satuan HRSG 2.1 HRSG 2.2 HRSG 2.3

Press/Temp LP Economizer Bar/C 16.5 / 157 16.4 / 150 16 / 153

Flow LP Economizer kg/h 152000 137000 152000

Press/Temp LP Drum Bar/C 6.49 / 157 5.33 / 150 5.62 / 153

Press/Temp LP Superheat Bar/C 6.2 / 317 5.02 / 311 4.94 / 316

Flow LP Superheat kg/h 48500 39000 42700

Press/Temp HP Economizer Bar/C 122 / 164 123 / 163 124 / 164

Flow HP Economizer kg/h 86000 99000 121000

Press/Temp HP Drum Bar/C 58.1 / 274 57.4 / 274 59 / 274

Press/Temp HP superheat Bar/C 56.6 / 519 55.9 / 516 55.9 / 519

Flow HP Superheat kg/h 108900 100000 115000

Arus Motor HP Xfer Pump Amp 73.7 63.5 70.9


ST Gen Load MW 113

Press IPC A/B Bar/Bar 53.2

Temp IPC A/B C/C 517 / 518

Press APC Bar 4.56

Temp APC C 313

Vacum Press mm HG 89.6


Temp Disch Cond. Pump C 49.1




79

Uraian Satuan GTG 2.1 GTG 2.2 GTG 2.3







Fuel flow (mf) kg/s 5.65 5.56 5.64

HV Kj/kg 54610.44 54610.44 54610.44


Press/Temp LP Economizer Bar/C 16.2 / 158 16.4 / 152 15.3 / 154



Press/Temp LP Superheat Bar/C 6.3 / 319 5.1 / 314 5 / 317




Press/Temp HP Drum Bar/C 61 / 277 60.6 / 277 62 / 277



Arus Motor HP Xfer Pump Amp 75 69.2 73.5


ST Gen Load MW 121



Press APC Bar 4.56

Temp APC C 313





Arus Motor Cond. Pump Amp 51.6

Uraian satuan GTG 2.1 GTG 2.2 GTG 2.3




80




Comp. Disch Press (P2

gage) Bar 9.66 9.95 9.37

Fuel flow (mf) kg/s 6.2 5.99 5.97

HV Kj/kg 54610.44 54610.44 54610.44


Press/Temp LP Economizer Bar/C 15.2 / 161 15.5 / 154 14.8 / 156







Press/Temp HP Drum Bar/C 70 / 286 69 / 283 70.5 / 286



Arus Motor HP Xfer Pump Amp 75.2 68 74.6


ST Gen Load MW 128



Press APC Bar 4.69

Temp APC C 322






Uraian satuan GTG 2.1 GTG 2.2 GTG 2.3






81



Fuel flow (mf) kg/s 6.68 6.53 6.52

HV Kj/kg 54610.44 54610.44 54610.44


Press/Temp LP Economizer Bar/C 14.8 /161 15.4 / 157 14.5 / 157







Press/Temp HP Drum Bar/C 68 / 284 67.3 / 282 68.9 / 284



Arus Motor HP Xfer Pump Amp 78.5 69 75.9


ST Gen Load MW 137



Press APC Bar 4.68

Temp APC C 321






Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Kompresor 2

Kompresor 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 136845.93 129148.03 94.37%

80 153617.55 145186.95 94.51%

90 168878.56 161096.64 95.39%

100 183672.78 174060.53 94.77%


82

Tabel Hasil Analisis Efisiensi Ruang Bakar 1

Ruang Bakar 1

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 404852.77 135637.94 33.50%

80 451597.00 160444.00 35.53%

90 492212.61 166262.80 33.78%

100 537690.50 188056.72 34.97%


Ruang Bakar 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 327383.91 140977.37 43.06%

80 365267.00 163710.97 44.53%

90 402474.77 169088.24 42.01%

100 438921.14 194984.96 44.42%

Tabel Hasil Analisis Efisiensi Energi Turbin Gas 1

Turbin Gas 1

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 373659.09 248951.80 66.63%

80 428023.03 282107.36 65.91%

90 460366.80 300222.13 65.21%

100 507783.90 325385.62 64.08%


Turbin Gas 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 385387.01 257657.65 66.86%

80 438385.31 288802.27 65.88%

90 469723.35 306705.73 65.29%

100 519827.14 334730.42 64.39%


83

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi GTG 1

GTG 1

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 279605.43 70000 93.60%

80 311279.48 80000 93.19%

90 335854.18 90000 94.30%

100 366436.02 100000 94.64%


GTG 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 198235.88 70000 93.60%

80 220080.05 80000 93.19%

90 241378.12 90000 94.30%

100 264860.61 100000 94.64%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi HRSG 1

HRSG 1

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 108093.20 78671.24 72.78%

80 123571.42 88884.74 71.93%

90 127871.70 86301.64 67.49%

100 135019.14 100898.90 74.73%


HRSG 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 110650.47 78976.01 71.37%

80 123505.88 74695.60 60.48%

90 126896.81 80008.69 63.05%

100 139072.15 88003.56 63.28%


84

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Pompa HP Transfer 1

Pompa HP Transfer 1

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 29077.44 28586.72 98.31%

80 31564.84 31024.78 98.29%

90 34215.95 33526.29 97.98%

100 36879.29 35733.12 96.89%


Pompa HP Transfer 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 28004.27 24376.00 87.04%

80 28728.18 25345.08 88.22%

90 30824.12 27322.85 88.64%

100 34117.13 30004.74 87.95%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Turbin Uap

Turbin Uap

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 544885.55 297855.78 54.66%

80 505768.45 289357.21 57.21%

90 543812.57 311313.33 57.25%

100 584090.55 334345.99 57.24%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Kondensor

Kondensor

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 232855.78 13210.65 5.67%

80 218357.21 12554.51 5.75%

90 235313.33 13887.72 5.90%

100 254345.99 14817.41 5.83%


85

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Pompa Kondensat

Pompa Kondensat

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 16604.41 16333.21 94.63%

80 16742.10 16477.68 94.78%

90 17287.73 17018.82 94.85%

100 17346.37 17077.69 94.87%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi PLTGU

PLTGU

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 477841 205000 42.90%

80 531359.53 231000 43.47%

90 577232.30 256000 44.35%

100 631296.63 280000 44.35%


Kompresor 1

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 137114.18 129397.71 94.37%

80 153920.69 145620.41 94.61%

90 166691.17 157216.01 94.32%

100 184040.70 173654.29 94.36%


Kompresor 2

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 132676.94 122309.80 92.19%

80 149134.60 137914.33 92.48%

90 165192.60 155493.00 94.13%

100 179685.34 167157.71 93.03%


86


Kompresor 3

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 136131.50 127595.20 93.73%

80 153387.72 144179.51 94.00%

90 168778.76 160057.17 94.83%

100 185192.22 175264.96 94.64%


Ruang Bakar 1

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 411187.37 136881.68 33.29%

80 454169.17 160008.80 35.23%

90 495800.49 163733.82 33.02%

100 538451.76 198540.77 36.87%


Ruang Bakar 2

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 403007.26 129719.09 32.19%

80 441548.16 151721.90 34.36%

90 482609.30 161350.26 33.43%

100 523763.62 187392.11 35.78%


Ruang Bakar 3

Beban

(MW)

Ein

(KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 411569.3 133747.77 32.50%

80 452182.2 158919.30 35.14%

90 486081.3 165961.43 34.14%

100 531324.8 200201.74 37.68%


87


Turbin Gas 1

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 383272.87 257342.05 67.14%

80 436310.21 288339.98 66.09%

90 457780.85 300564.46 65.66%

100 526872.59 339356.56 64.41%


Turbin Gas 2

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 362403.29 244937.89 67.59%

80 413030.46 274747.64 66.52%

90 451431.86 295845.89 65.54%

100 501293.53 324335.92 64.70%


Turbin Gas 3

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 376505.84 253900.66 67.44%

80 432781.62 287230.64 66.37%

90 465298.70 305919.32 65.75%

100 531603.50 342571.45 64.44%


GTG 1

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 281789.66 70000 24.84%

80 308548.8 80000 25.93%

90 338584.5 90000 26.58%

100 364797.47 100000 27.41%


88


GTG 2

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 280697.46 70000 24.94%

80 303633.82 80000 26.35%

90 327116.30 90000 27.51%

100 356605.91 100000 28.04%


GTG 3

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 283974.1 70000 24.65%

80 308002.66 80000 25.97%

90 326024.09 90000 27.61%

100 356059.81 100000 28.09%


HRSG 1

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 117067.83 82058.80 70.10%

80 129290.96 85162.04 65.87%

90 128332.31 91040.65 70.94%

100 146193.00 93319.24 63.83%


HRSG 2

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 103927.59 72581.74 69.84%

80 115334.46 78545.72 68.10%

90 121216.09 82643.58 68.18%

100 129794.63 85175.91 65.62%


89


HRSG 3

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 112222.50 82582.50 73.59%

80 127111.56 88460.22 69.59%

90 131566.19 91423.45 69.49%

100 148068.14 95405.13 64.43%


Pompa HP Transfer 1

Beban (MW)

Ein

(KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 31282.46 24537.97 78.44%

80 32769.44 25946.69 79.18%

90 35513.03 28665.65 80.72%

100 36542.56 29617.35 81.05%


Pompa HP Transfer 2

Beban (MW)

Ein

(KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 26306.60 21642.11 82.27%

80 28656.06 23229.07 81.06%

90 30247.91 24398.28 80.66%

100 31735.79 25783.61 81.24%


Pompa HP Transfer 3

Beban

(MW)

Ein

(KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 30209.39 25203.01 83.43%

80 32290.40 27018.79 83.67%

90 33969.77 28591.11 84.17%

100 35756.35 30397.40 85.01%


90

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Turbin Uap

Turbin Uap

Beban (MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 702235.05 439644.75 62.61%

80 745447.12 467753.08 62.75%

90 784823.75 492225.68 62.72%

100 818277.21 513993.38 62.81%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Kondensor

Kondensor

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 326644.75 25659.23 7.86%

80 346753.08 27063.95 7.80%

90 364225.68 29431.53 8.08%

100 376993.38 29770.82 7.90%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi Pompa Kondensat

Pompa Kondensat

Beban (MW)

Ein

(KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 30884.57 30673.68 99.32%

80 32742.21 32527.58 99.34%

90 35639.22 35421.54 99.39%

100 36419.32 36200.05 99.40%

Tabel Hasil Analisi Efisiensi Energi PLTGU

PLTGU

Beban

(MW) Ein (KW)

Eout

(KW) Efisiensi

70 846461.20 323000 38.16%

80 920185.24 361000 39.23%

90 991724.86 398000 40.13%

100 1077463.19 437000 40.56%


kalkulasi efisiensi daya mesin pltgu dengan pola … · hasil penelitian pada efisiensi pltgu blok...

Documents