ANALISIS EFISIENSI ENERGI PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA UAP (PLTU) PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA DI KABUPATEN NAGAN RAYA NANGGROE ACEH DARUSSALAM

                 

ANALISIS EFISIENSI ENERGI PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA  UAP (PLTU) PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA DI  KABUPATEN NAGAN RAYA NANGGROE ACEH DARUSSALAM               

SKRIPSI                   

NURMALITA  F14080108                                               

DEPARTEMEN TEKNIK MESIN DAN BIOSISTEM  FAKULTAS TEKNOLOGI PERTANIAN  INSTITUT PERTANIAN BOGOR  2012

             

ENERGY ANALYSIS ON COAL STEAM POWER PLANT  PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA      Nurmalita and Sri Endah Agustina  Departement of Mechanical And Biosystem Engineering, Faculty of Agricultural Technology,  Bogor Agricultural University, IPB Dramaga Campus, PO Box 220, Bogor, West Java,  Indonesia.  e-mail : [email protected]     

ABSTRACT    Coal  fired  power  plant  system  is  the  most  type  of  power  plant  which  has  been  used  by  national  electric  company  (PLN)  to  fulfilled  national  electricity  supply  and  also  to  reduce  the  dependency on diesel power plant system. The aim of this study is to knows energy efficiency on coal  steam power plant in PT. Energy Alamraya Semesta and to analize factors which has been influenced  the main equipment on coal   steam power plant. The result shows that the capacity of power plant is  15  MW  by  using  bituminous  coal  with  Gross  Calorific  Value  (GCV)  3575  cal/g,  but  daily  acctual  production only 10 MW. Total energy needed by equipments to support the production system is 1.3  MW.  The average efficiency of  coal steam  power  plant in PT.  Energi Alamraya Semesta during the  month of April 2012 was 87% and total power plant efficiency is 18 %.      Key words :  power plant, coal fired, efficiency                                                          ii

              NURMALITA.   F14080108.   Analisis  Efisiensi  Energi   Pada   Pembangkit   Listrik   Tenaga   Uap  (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di Kabupaten Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam.  Di bawah bimbingan Ir. Sri Endah Agustina, M. S. 2012      RINGKASAN    Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  (PLTU)  batu  bara  merupakan  jenis  pembangkit  terbesar  yang dikembangkan oleh pemerintah Indonesia untuk mengatasi kekurangan pasokan listrik dan untuk  mengurangi ketergantungan BBM pada PLTD ( Diesel). Jika dilihat dari bahan baku yang digunakan  untuk  menghasilkan  uap,  maka  PLTU  bisa  dikatakan  pembangkit  yang  berbahan  baku  air,  karena  untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk memutar turbin, tentu diperlukan air.  Batubara  yang  dibakar  di  sub  sistem  boiler  menghasilkan  panas  yang  digunakan  untuk  mengubah air dalam pipa yang dilewatkan ke boiler tersebut menjadi uap, yang selanjutnya digunakan  untuk menggerakkan turbin dan memutar  generator. Kinerja pembangkitan listrik pada PLTU sangat  ditentukan   oleh   efisiensi   proses   pembakaran   batubara   tersebut,   karena   selain   berpengaruh   pada  efisiensi pembangkitan, juga mempengaruhi biaya pembangkitan.  Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui efisiensi energi pada sistem Pembangkit Listrik  Tenaga   Uap   (PLTU)   di   PT.   Energi   Alamraya   Semesta   dan   menganalisa   faktor-faktor   yang  mempengaruhi kinerja masing-masing unit (komponen) pada sistem PLTU tersebut.  Analisa efisiensi pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta  dengan  bahan  bakar  batubara  ini  dibatasi  hanya  pada  peralatan  utama  seperti  boiler,  turbin  dan  generator  .  Peralatan  pendukung  tidak  dihitung  karena  menurut  pengamatan  di  lapangan,  peralatan  pendukung tidak terlalu mempengaruhi nilai efisiensi suatu sistem PLTU. Sehingga, sub sistem yang  dihitung dalam  penelitian  ini adalah  sistem  pembakaran  pada  boiler  yang dilengkapi  dengan  tungku  bahan bakar tipe travelling grate, serta turbin tipe extraction-condensing, dan generator.  Hasil  penelitian  menunjukkan  bahwa  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  (PLTU)  PT.  Energi  Alamraya Semesta merupakan pembangkit dengan  kapasitas 15 MW, tetapi dikarenakan alasan umur  ekonomis mesin, daya aktual yang dibangkitkan maksimal hanya 10 MW dengan menggunakan 12-13  ton batubara (KA 43%), tetapi berdasarkan teoritis, daya sampai 10 MW hanya membutuhkan 11.19  ton batubara per jam.  sistem  atau  komponen  utama  PLTU  ini  adalah  boiler  tipe  traveling  grate,  turbin  3  tingkat  (high   pressure,   intermediate   pressure   dan   low   pressure),   dan   generator.   Bentuk   energi   yang  digunakan  pada  proses  produksi  listrik  adalah  energi  uap  yang  bersumber  dari  energi  bahan  bakar  berupa batubara jenis bituminus dengan nilai GCV 3575 cal/g, energi panas hasil ekstraksi turbin, dan  energi air umpan ketel (boiler). Pengoperasian boiler ini pada beban 10 MW membutuhkan steam 53  ton / jam dengan pressure 53.7 bar dan temperature 445OC.  Rata-rata efisiensi kerja turbin uap selama bulan April 2012 adalah 79.58 %, untuk efisiensi  kontruksi boiler adalah 84% yang mendekati efisiensi spesifikasi 86%, sedangkan untuk tungku atau  ruang  bakar  dengan  output  steam  dan  panas  ekstraksi  diperoleh  efisiensi  sebesar  75%  dan  untuk  efisiensi generator diperoleh sebesar 86 %.  Secara keseluruhan diperoleh efisiensi total pemanfaatan energi (steam) untuk PLTU Energi  Alamraya   Semesta  adalah   18%.   Hal   ini   terjadi   karena   energi   (steam)   yang   dihasilkan   hanya  digunakan  untuk  memproduksi  listrik  saja,  karena  tidak  ada  industri  yang  memanfaatkan   steam  sehingga  steam terkondensasikan kembali menjadi air.              iii

             

ANALISIS EFISIENSI ENERGI PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA  UAP (PLTU) PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA DI  KABUPATEN NAGAN RAYA NANGGROE ACEH DARUSSALAM                     

SKRIPSI  Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar  SARJANA TEKNOLOGI PERTANIAN  pada Departemen Teknik Mesin dan Biosistem  Fakultas Teknologi Pertanian  Institut Pertanian Bogor                           

Oleh :  NURMALITA  F14080108                         

FAKULTAS TEKNOLOGI PERTANIAN  INSTITUT PERTANIAN BOGOR  BOGOR  2012        iv

              Judul Skripsi  Nama  NIM         

:   Analisis  Efisiensi  Energi  Pada   Pembangkit   Listrik  Tenaga  Uap   (PLTU)   PT.  Energi Alamraya Semesta di Kabupaten Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam  : Nurmalita  : F14080108 

Menyetujui,  Dosen Pembimbing Akademik               

Ir. Sri Endah Agustina, M. S  NIP. 19621130 198703 1 003                   

Mengetahui,  Ketua Departemen Teknik Mesin dan Bosistem               

Dr. Ir. Desrial, M.Eng  NIP. 19661201 199103 1 004                     

Tanggal Lulus :          v

             

PERNYATAAN MENGENAI SKRIPSI DAN  SUMBER INFORMASI    Saya  menyatakan  dengan  sebenar-benarnya  bahwa  skripsi  dengan  judul  Analisis  Efisiensi  Energi  Pada  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  (PLTU)  PT.  Energi  Alamraya  Semesta  di  Kabupaten  Nagan   Raya,   Nanggroe   Aceh   Darussalam   adalah   hasil   karya   saya   dengan   arahan 

dosen 

pembimbing akademik, dan belum diajukan dalam bentuk apa pun pada perguruan tinggi mana pun.  Sumber informasi yang berasal atau dikutip dari karya yang diterbitkan maupun tidak diterbitkan dari  penulis lain telah disebutkan dalam teks dan dicantumkan dalam daftar pustaka di bagian akhir skripsi  ini.           

Bogor,  Juli 2012  Yang membuat pernyataan          Nurmalita                                                                  vi

                                      © Hak cipta milik Nurmalita, tahun 2012  Hak cipta dilindungi          Dilarang mengutip dan memperbanyak tanpa izin tertulis dari  Institut Pertanian Bogor, sebagian atau seluruhnya dalam bentuk apa pun,  baik cetak, fotokopi, microfilm, dan sebagainya                                                                          vii

             

BIODATA PENULIS        Nurmalita dilahirkan di Meulaboh pada tanggal 6 Januari 1991, dari  pasangan  Muchtar  dan  Misma.  Pendidikan  formal  yang  pernah  ditempuh  adalah TK Pertiwi (1994-1996), SD Negeri 14 Meulaboh  (1996-2002), MTs  Negeri  1  Meulaboh  (2002-2005),  SMA  Negeri  1  Meulaboh  (2005-2008).  Kemudian  pada  tahun   2008,  penulis  diterima  sebagai  mahasiswa  Institut  Pertanian Bogor (IPB) di Departemen Teknik Mesin dan Biosistem, Fakultas  Teknologi Pertanian, Institut Pertanian Bogor melalui jalur Beasiswa Utusan  Daerah (BUD).  Pada  tahun  2011,  penulis  melaksanakan  kegiatan  praktek  lapangan  di  GIZ  (Deutsche  Gesellschaft  fur  Internationale  Zusammenarbeit)  FORCLIME  dengan   judul  “Aspek  Keteknikan   Pertanian  Pada  Penerapan  Teknologi  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Mikrohidro  di  Dusun  Sadap,  Kalimantan  Barat”.  Penelitian  dengan  judul  “Analisis  Efisiensi Energi Pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di  Kabupaten Nagan Raya,  Nanggroe Aceh Darussalam” telah  dilakukan penulis sebagai salah satu  syarat untuk memperoleh gelar sarjana.                                                                        viii

             

KATA PENGANTAR    Dengan  mengucapkan  puji  syukur  kehadirat Allah  SWT  yang telah  melimpahkan rahmat dan  hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyusun skripsi yang berjudul “Analisis Efisiensi Energi Pada  Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta”. Skripsi   ini dibuat berdasarkan  diskusi dan konsultasi dengan dosen pembimbing dan tinjauan pustaka baik dari perpustakaan maupun  website.  Penyusunan  skripsi ini tidak lepas dari bantuan  berbagai pihak yang secara langsung maupun  tidak langsung membantu, mengarahkan, dan membimbing. Terimakasih penulis ucapkan kepada:  1.   Ir.  Sri Endah  Agustina,  M.S,  sebagai  dosen  pembimbing  akademik  yang  telah  memberikan  bimbingan dan arahan dalam penyusunan skripsi ini.  2.   Kedua orang tua dan adik-adik tersayang (Ary, Mutia, Didi, Farhan dan Vicky) serta seluruh  keluarga besar yang selalu memberikan dukungan, semangat, bantuan dan doa.  3.   Dr.  Ir.  Leopold  O.  Nelwan,  M.Si dan  Ir.  Susilo Sarwono sebagai  dosen  penguji  yang telah  memberikan masukan dalam perbaikan skripsi ini.  4.   Bpk  Tri  Purnomo,  bpk  Siregar,  bpk  Triono,  dan  seluruh  karyawan  PT.  Energi  Alamraya  Semesta yang telah banyak memberikan bantuan selama melakukan penelitian ini.  5.   Bpk  Zulfata  Zakaria  dan  bpk  Tutut  Kurniadi  dari  PT.  Sewatama  yang  telah  memberikan  banyak bimbingan dan saran untuk penelitian ini.  6.   Keluarga  besar  Pondok  Nuansa  Sakinah  II  (Aul,  icut,  nanda,  azizah,  dina,  ayi,  eya,  dewi,  nunu,  jejes,  fitjaw,  dora,  babeh  dan  teteh  )  yang  telah  menjadi  keluarga  penulis  selama  menjalani perkuliahan di IPB.  7.   Seorang   sahabat   yang   telah   banyak   memberikan   bantuan   dan   dukungan   selama   masa  perkuliahan sampai penulisan skripsi ini.  8.   Teman- teman sebimbingan (Ninggar, Ranto dan Nuha).  9.   Teman-teman   di  Departemen   Teknik  Mesin  dan  Biosistem  angkatan  45  (Magenta)  atas  semangat, dukungan, dan kebersamaannya.  10.  Seseorang yang telah menjadi semangat dan inspirasi.  Penulis menyadari akan keterbatasan kemampuan dalam penulisan dan penyusunan skripsi   ini  masih  jauh  dari  sempurna.  Oleh  karena  itu  penulis  mengharapkan  saran  dan  kritik  yang  bersifat  membangun sehingga bermanfaat bagi penulis khususnya dan pembaca pada umumnya.          Bogor,  Juli 2012          Nurmalita                        ix

             

DAFTAR ISI              DAFTAR ISI ....................................................................................................................................   x  DAFTAR TABEL ..........................................................................................................................   xii  DAFTAR GAMBAR .....................................................................................................................   xiii  DAFTAR LAMPIRAN...................................................................................................................   xv  DAFTAR ISTILAH.......................................................................................................................   xvi  I. PENDAHULUAN .........................................................................................................................   1  1.1  Latar Belakang.................................................................................................................   1  1.2  Tujuan .............................................................................................................................   3  1.3  Manfaat Penelitian ...........................................................................................................   3  II. TINJAUAN PUSTAKA ...............................................................................................................   4  2.1.  Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)..........................................................................    4  2.2.  PLTU Batubara................................................................................................................   5  2.3  Bagian –Bagian Utama PLTU Batubra .............................................................................   8  2.3.1  Tungku....................................................................................................................   8  2.3.2  Boiler ......................................................................................................................   9  2.3.3  Turbin ...................................................................................................................   18  2.3.4  Generator ..............................................................................................................   25  2.3.5  Condenser atau kondensator..................................................................................    26  III. METODOLOGI PENELITIAN................................................................................................    27  3.1  Waktu dan tempat ..........................................................................................................   27  3.2  Bahan dan alat ...............................................................................................................   27  3.3  Batasan sistem ...............................................................................................................   27  3.3.1  Sistem pembakaran pada Boiler yang dilengkapi dengan tungku bahan  bakar.......    27  3.3.2  Turbin dan generator..............................................................................................   27  3.4  Parameter pengukuran....................................................................................................   28  3.4.1  Sub Sistem tungku pembakaran dan boiler .............................................................   28  3.4.2  Sub Sistem turbin uap ............................................................................................   28  3.4.3  Sub sistem generator ..............................................................................................   28  3.5  Metode pengambilan data..............................................................................................    28  3.5.1  Tahap pendahuluan................................................................................................   28  3.5.2  Pemeriksaan menyeluruh .......................................................................................   28  3.6  Pengolahan data dan analisis ..........................................................................................   29  IV. HASIL DAN PEMBAHASAN .................................................................................................   33  4.1  Tungku pembakaran dan boiler......................................................................................    36  4.2  Turbin............................................................................................................................   40  4.3  Generator......................................................................................................................   42  4.4  Condenser......................................................................................................................   44  4.5  Peralatan Penunjang.......................................................................................................   45  V. KESIMPULAN DAN SARAN...................................................................................................   47  DAFTAR PUSTAKA .....................................................................................................................   49        x

              LAMPIRAN...................................................................................................................................                                                                                                                    

51 

xi

             

DAFTAR TABEL      Tabel 1.  Neraca energi pada sub sistem pembakaran (boiler)..........................................................   

38 

Tabel 2.  Neraca energi pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38................................................   

41 

Tabel 3.  Neraca energi pada sub sistem generator BBC TDG 155/185/72-5 ....................................                                                                                                      

43 

xii

             

DAFTAR GAMBAR      Gambar 1.  Rencana tambahan kapasitas listrik Indonesia dalam rentang waktu 2010-2030...............    1  Gambar 2.  Siklus PLTU...................................................................................................................  

4 

Gambar 3. Sistem PLTU batubara .....................................................................................................  

6 

Gambar 4. Sistem PLTU dan komponen-komponen  PLTU batubara .................................................  

7 

Gambar 5. Tipikal tungku berdasarkan metode pembakaran..............................................................   

9 

Gambar 6. Fire tube boiler..............................................................................................................  

10 

Gambar 7. Water tube boiler...........................................................................................................  

11 

Gambar 8. Paket boiler...................................................................................................................   

12 

Gambar 9. Circulating fluidized bed boiler......................................................................................  

13 

Gambar 10. Stoker fired boiler ........................................................................................................  

13 

Gambar 11. Pulverized fuel boiler...................................................................................................  

14 

Gambar 12. Boiler limbah panas .....................................................................................................  

14 

Gambar 13. Diagram neraca energi boiler.......................................................................................   

15 

Gambar 14. Turbine cassing............................................................................................................  

18 

Gambar 15. Rotor turbin .................................................................................................................  

19 

Gambar 16. Bearing turbin.............................................................................................................   

19 

Gambar 17. Gland packing turbin ...................................................................................................  

20 

Gambar 18. Ring turbin..................................................................................................................   

20 

Gambar 19. Impuls..........................................................................................................................  

20 

Gambar 20. Stationary blade...........................................................................................................  

21 

Gambar 22. Reducing gear..............................................................................................................  

21 

Gambar 23.  Neraca entalpi turbin uap ............................................................................................  

22 

Gambar 24. Mollier diagram for water – steam ...............................................................................  

23 

Gambar 25.  Blade turbin ................................................................................................................  

24 

Gambar 26 . Bagan turbin impuls dan turbin reaksi.........................................................................   

24 

Gambar 27.  Diagram turbin kondensasi..........................................................................................  

25 

Gambar 28. Turbin tekanan lawan...................................................................................................  

25 

Gambar 29. Siklus Rankine pada PLTU Energi Alamraya Semesta ..................................................  

33 

Gambar 30. Dearator di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta........................................................   

34 

Gambar 31. PLTU Energi Alamraya Semesta ..................................................................................  

34 

Gambar 32. Sistem boiler di PLTU Energi Alamraya Semesta .........................................................  

35 

Gambar 33. Sistem turbin pada PLTU Energi Alamraya Semesta ....................................................        

35 

xiii

              Gambar 34. Boiler di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta .............................................................  

36 

Gambar 35. Boiler dengan ruang bakar tipe travelling grate ............................................................  

37 

Gambar 36. Grafik energi input dan output pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam)..............    39  Gambar 37. Grafik efisiensi dengan hubungan pemakaian batubara dan beban yang dihasilkan ........   39  Gambar 38. Turbin uap di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta ......................................................  

44 

Gambar 39. Grafik energi input dan output pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 ...................   44  Gambar 40. Generator PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta.......................................................   

43 

Gambar 41. Hubungan antara daya input (MW) dengan daya listrik (MW) yang dihasilkan.............    44  Gambar 42. Sistem kondensasi PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta..........................................                                                                                           

43 

xiv

             

DAFTAR LAMPIRAN      Lampiran 1.  Contoh perhitungan efisiensi ketel uap (boiler) ...........................................................  

52 

Lampiran 2.  Contoh perhitungan efisiensi siklus uap dan turbin ......................................................  

55 

Lampiran 3.  Contoh perhitungan efisiensi generator .......................................................................  

56 

Lampiran 4.  Menghitung jumlah bahan bakar yang dibutuhkan.......................................................  

57 

Lampiran 5.  Menghitung jumlah udara pembakaran .......................................................................  

58 

Lampiran 6.  Data sheet proses (7-20 April 2012)............................................................................                                                                                            

59 

xv

             

DAFTAR ISTILAH      Bituminus 

Fase batubara muda, setelah lignit 

Boiler feed pump (BFP)  Black out  Blade  Condensing  Cooling tower  Coal feeder  Coal handling  Demin 

Pompa yang berfungsi untuk pengisian air ke economizer  Keadaan saat daya listrik dalam keadaan mati total  Sudu turbin  Keadaan perubahan wujud uap menjadi air  Tempat persediaan air untuk pendingin  Alat untuk mendistribusikan batubara ke ruang bakar  Penanga nan awal batubara sebelum menjadi bahan bakar boiler  Proses   untuk   membebaskan   air   dari   unsur-unsur   yang   dapat  merusak peralatan  Peralatan  /  komponen  yang  digunakan  untuk  menaikkan  temperatur  air  dan  menghilangkan  gelembung-gelembung  yang  terdapat dalam air  Peralatan yang digunakan untuk pemanasan awal air umpan boiler  Tangki penyimpanan air yang akan di sirkulasikan ke sistem  Aliran udara panas hasil pembakaran  yang dimanfaatkan kembali  untuk economizer  Ruang bakar (tungku) boiler  Nilai   kalor   bahan   bakar   yang   didapatkan   dari   hasil   analisis  proximate  High pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan  tekanan tinggi  Intermediate pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap  dengan temperature sedang.  Low pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan  temperatur rendah  Pembentukan awal batubara, setelah melewati fase gambut  Beban generator  Nilai   panas   bahan   bakar   dengan   memperhitungkan   uap   air  sebagai hasil dari pembakaran  Kegiatan memutuskan operasional suatu peralatan/sistem  Kegiatan penyalaan/pembangkitan awal sistem  Uap yang dihasilkan dari air yang dipanaskan di dalam boiler  Batubara   yang   umumnya   digunakan   untuk   pembakaran   pada  boiler  Komponen  yang  berfungsi  untuk  mengubah  uap  basah  menjadi  uap kering  yang digunakan untuk memutar turbin  Rantai pada dasar tungku ruang bakar  Bahan yang mudah menguap yang terkandung dalam bahan bakar 

Daerator 

Economizer  Feed water tank  Flue gas  Furnace  Gross calorific value (GCV)  HP turbine  IP turbine  LP turbine  Lignit  Load  Low heating value (LHV)  Shut down  Start up  Steam  Steam coal  Superheater  Traveling grate  Volatile matter               

xvi

             

I. PENDAHULUAN     

1.1 

Latar Belakang 

  Menurut  Outlook  Energi  Nasional  2011  (Standar  Operasi  Pusat  Listrik  Tenaga  Uap  Bagian  Dua,  Perusahaan  Umum  Listrik  Negara),  pada  kurun  waktu  2000-2009  konsumsi  energi  Indonesia  meningkat dari 709.1 juta SBM (Setara Barel Minyak/BOE) ke 865.4 juta SBM atau meningkat rata-  rata sebesar 2.2% pertahun. Konsumsi energi ini sampai akhir tahun 2011, terbesar masih diikuti oleh  sektor  industri,   lalu   diikuti   oleh  sektor   rumah   tangga   dan   sektor  transportasi.  Dari   sektor  ketenagalistrikan, saat ini pembangkit listrik di Indonesia masih  di dominasi  oleh penggunaan bahan  bakar fosil, khususnya batubara.  Saat  ini,  selain  meningkatkan  rasio  elektrifikasi  Indonesia,  pengurangan  pemakaian  BBM  untuk   pembangkitan   listrik   juga   menjadi   tujuan   utama   pemerintah.   Oleh   karena  itu   pemerintah  berusaha mengurangi pemakaian BBM dengan cara mempercepat   pembangunan PLTU batubara dan  gas bumi.  Menurut Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2010-2030, dalam kurun waktu  20   tahun   kedepan   Indonesia   memerlukan   tambahan   tenaga   listrik   kumulatif   sebesar   172   GW.  Tambahan kapasitas PLTU batubara mencapai sekitar 79%.                                        Gambar 1. Rencana tambahan kapasitas listrik Indonesia dalam rentang waktu 2010-2030  (sumber : Departemen Energi dan Sumberdaya Mineral, 2012)    Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara merupakan jenis pembangkit terbesar yang  dikembangkan  oleh  pemerintah  Indonesia  untuk  mengatasi  kekurangan  pasokan  listrik  dan  untuk  mengurangi ketergantungan BBM pada PLTD ( Diesel). Jika dilihat dari bahan baku yang digunakan  untuk  menghasilkan  uap  ,  maka  PLTU bisa  dikatakan  pembangkit  yang  berbahan  baku  air,  karena  untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk memutar turbin, tentu diperlukan air.  Dalam PLTU terdapat proses  yang terus-menerus berlangsung dan  berulang-ulang. Prosesnya  adalah  air  menjadi  uap,  kembali  menjadi  air  dan  seterusnya.  Proses  inilah  yang  dimaksud  dengan  proses PLTU. Prinsip kerja PLTU adalah air yang dipanaskan di dalam boiler sehingga menghasilkan  steam  yang  digunakan  untuk  memutar  turbin,  karena  turbin  dikopel  satu  poros  dengan  generator      1

              sehingga  perputaran  rotor  turbin  menyebabkan  berputarnya  rotor  generator  sehingga  menghasilkan  listrik.  Energi   panas   yang   digunakan   untuk   mengubah   air   menjadi   uap   diperoleh   dari   hasil  pembakaran   bahan  bakar  sehingga   pada   PLTU   batubara,  sumber  energi   primer   nya   untuk  pengoperasian   sistem   PLTU   adalah   batubara,   sedangkan   sumber   energi   sekunder   pada   sistem  pembangkit  listrik  tersebut  adalah  uap  karena  untuk  memproduksi  uap  dibutuhkan  sumber  energi  panas yang diperoleh dari pembakaran batubara.  PLTU  yang  pertama kali  beroperasi  di Indonesia  yaitu  pada  tahun  1962  dengan  kapasitas  25  MW,  suhu  500  derajat  C,  tekanan  65  Kg/cm2,  boiler  masih  menggunakan  pipa  biasa  dan  pendingin  generator   dilakukan   dengan   udara.   Kemajuan   pada   PLTU   yang   pertama   adalah   boiler   sudah  dilengkapi  pipa  dinding  dan  pendingin  generator  dilakukan  dengan  hidrogen,  namun  kapasitasnya  masih  25  MW.  Bila  dayanya  ditingkatkan  dari  100  -  200  MW,  maka  boilernya  harus  dilengkapi  superheater, ekonomizer dan tungku tekanan. Kemudian turbinnya bisa melakukan pemanasan ulang  dan arus ganda dan pendingin generatornya masih menggunakan hidrogen. Hanya saja untuk kapasitas  200  MW  uap  dihasilkan  mempunyai  tekanan  131,5  Kg/cm2  dan  suhu  540  derajat  C  dan  bahan  bakarnya masih menggunakan minyak bumi.  Banyaknya  pemakaian  batu  bara  tentunya  akan  menentukan  besarnya  biaya  pembangunan  PLTU. Harga batu bara itu sendiri ditentukan oleh nilai panasnya (Kcal/Kg), artinya bila nilai panas  tetap  maka  harga  akan  turun  1  persen  pertahun.  Sedang  nilai  panas  ditentukan  oleh  kandungan  zat  SOx  yaitu  suatu  zat  yang  beracun,  jadi  pada  pembangkit  harus  dilengkapi  alat  penghisap  SOx.  Hal  inilah  yang  menyebabkan  biaya  PLTU  Batu  bara  lebih  tinggi  sampai  20  persen  dari  pada  PLTU  minyak  bumi.  Bila  batu  bara  yang  digunakan  rendah  kandungan  SOx-nya  maka  pembangkit  tidak  perlu dilengkapi oleh alat penghisap SOx dengan demikian harga PLTU batu bara bisa lebih murah.  Keunggulan   pembankit   ini   adalah   bahan   bakarnya   lebih   murah   harganya   dari   minyak   dan  cadangannya tersedia dalam jumlah besar serta tersebar di seluruh Indonesia.  Air  yang  digunakan  dalam  siklus  PLTU  disebut  dengan  air  demin  (demineralized),  yaitu  air  yang mempunyai kadar conductivity sebesar 0.2 us (mikro siemen). Sebagai perbandingan air mineral  yang kita minum sehari-hari mempunyai kadar  conductivity sekitar 100-200 us. Untuk mendapatkan  air  demin  ini,  setiap  unit PLTU biasanya  dilengkapi dengan  desalination  plant  dan  demineralization  plant yang berfungsi untuk memproduksi yang air demin.  Secara sederhana siklus PLTU bia dilihat ketika proses memasak air. Mula-mula air ditampung  dalam tempat memasak dan kemudian diberi panas dari sumbu api yang menyala dibawahnya. Akibat  pembakaran  menimbulkan  air  terus  mengalami  kenaikan  suhu  sampai  pada  batas  titik  didihnya.  Karena  pembakaran  terus  berlanjut  sehingga  mengakibatkan  air  mengalami  kenaikan  suhu  sampai  pada batas titik didihnya. Karena pembakaran terus berlanjut maka air yang dimasak melampaui titik  didihnya sampai timbul uap panas. Uap inilah   yang digunakan  untuk memutar  turbin dan  generator  yang akan digunakan untuk memutar turbin dan generator yang akan menghasilkan energi listrik.  Siklus PLTU merupakan siklus tertutup (close cycle) yang idealnya tidak memerlukan lagi air  jika   memang   kondisinya   sudah   mencukupi.   Tetapi   kenyataannya   masih   diperlukan   banyak   air  penambah  setiap  hari.  Hal  ini  mengindikasikan  banyak  sekali  kebocoran  di  pipa-pipa  saluran  air  maupun uap di dalam sebuah PLTU.  Untuk  menjaga  agar  siklus  tetap  berjalan, maka  untuk  menutupi  kekurangan  air  dalam  siklus  akibat   kebocoran,   hotwell   selalu   ditambah   air   sesuai   kebutuhannya   dari   air   yang   berasal   dari  demineralized  tank.  Berdasarkan  hal  diatas,  maka  dilakukan  suatu  penelitian  yaitu  analisis  efisiensi  energi  pada  Pembangkit  Listrik  tenaga  Uap  (PLTU)  untuk  mengetahui  efisiensi  pemakaian  bahan  baku yang berupa air dan batubara.        2

             

1.2  Tujuan    1.  2. 

Penelitian ini bertujuan mengetahui efisiensi energi pada sistem Pembangkit Listrik Tenaga Uap  (PLTU) di PT. Energi Alam Raya Semesta.  Menganalisa  faktor-faktor  yang  mempengaruhi  kinerja  masing-masing  unit  (komponen)  pada  sistem PLTU tersebut.   

1.3   Manfaat Penelitian    Hasil   penelitian   ini   diharapkan   dapat   memberikan   informasi   tentang   kinerja   sistem   PLTU  Energi  Alam  Raya  Semesta  dan  faktor-faktor  yang  mempengaruhi  efisiensi  sistem  konversi  energi  pada PLTU tersebut, sehingga perbaikan-perbaikan sistem yang dibutuhkan dapat segera dilakukan.                                                                                        3

             

II. TINJAUAN PUSTAKA     

2.1. 

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) 

  Secara  umum,  pengertian  pembangkit  listrik  tenaga  uap  (PLTU)  adalah  pembangkit  listrik  yang mengandalkan energi kinetik dari uap untuk menghasilkan energi listrik. Uap merupakan sumber  energi sekunder di dalam sistem PLTU, sedangkan bahan bakar yang digunakan untuk memproduksi  uap tersebut merupakan sumber energi primer. Bentuk utama dari pembangkit listrik jenis ini adalah  generator  yang  dihubungkan  ke  turbin  yang  digerakkan  oleh  tenaga  kinetik  dari  uap  panas/kering.  Bahan bakar yang umum digunakan pada PLTU adalah bahan bakar padat dan bahan bakar cair. Yang  termasuk  ke  dalam  kategori  bahan  bakar  padat  adalah  bagas,  batubara,  lignit,  sekam  padi,  kayu.  Sedangkan yang termasuk kedalam kategori bahan bakar cair adalah minyak bakar.  Sebuah  pembangkit  listrik  dengan  bahan  bakar  batubara  jika  dilihat  dari  bahan  baku untuk  memproduksinya maka pembangkit listrik tenaga uap bisa dikatakan pembangkit yang berbahan baku  air, karena untuk menghasilkan uap dalam jumlah tertentu diperlukan  bahan dasar  air. Dalam PLTU  terdapat proses yang terus menerus berlangsung dan berulang-ulang. Prosesnya antara air menjadi uap  kemudian uap kembali menjadi air dan seterusnya. Proses inilah yang disebut siklus uap pada sistem  PLTU.  Menurut Adhi Hartono (2011), secara umum siklus uap yang digunakan pada  PLTU adalah  sebagai berikut :                                  Gambar 2.  Siklus PLTU (sumber : cara kerja PLTU „INDOBANGUN PROJECT  html)    1.   Pertama-tama  air   demin   berada  dalam  sebuah   tempat  bernama   hotwell.  Air   Demin  (demineralized)  adalah  air  yang  mempunyai  konduktivitas  (kemampuan  untuk  menghantarkan  listrik)  sebesar  0.2  us  (mikro  siemen).  Sebagai  perbandingannnya  air  mineral  yang  kita  minum  sehari-hari  mempunyai  konduktivitas  sekitar  100-200  us.  Untuk   mendapatkan   air   demin   ini,   setiap   unit   PLTU   biasanya   dilengkapi   dengan  desalination  plant  dan  demineralization  plant  yang  berfungsi  untuk  memproduksi  air  demin.  Dari  hotwell,  air  mengalir  menuju  condensate  pump  untuk  kemudian  dipompakan  menuju  LP  heater  (low   pressure  heater)  yang  berfungsi  untuk  menghangatkan  air  pada  tahap  pertama.  Lokasi  hotwell  dan  condensate  pump  terletak  dilantai  paling  dasar  dari  sebuah  pembangkit  listrik  atau  biasa  disebut  dengan  ground  floor. selanjutnya air akan masuk ke daerator.  2.   Di daerator air akan mengalami proses pelepasan ion-ion mineral yang masih tersisa di  air   dan   tidak  diperlukan  seperti  oksigen   dan   lainnya,  bisa  pula  dikatakan   daerator  4

              memiliki fungsi untuk menghilangkan gelembung   yang biasa terdapat dipermukaan air.  Agar  proses  pelepasan  ini  berlangsung  sempurna,  suhu air  harus  memenuhi  suhu  yang  disyaratkan. Oleh karena itu selama perjalanan menuju daerator air mengalami beberapa  proses pemanasan oleh peralatan yang disebut dengan LP heater. Letak daerator berada  di lantai atas tetapi bukan yang paling atas yaitu sekitar 4 m dari bagian dasar kontruksi  boiler.  3.   Dari  daerator,  air  turun  kembali  ke  ground  floor.  Sesampainya  di  ground  floor,  air  langsung dipompakan oleh boiler feed pump / BFP (Pompa Air Pengisi) menuju boiler.  Air yang dipompakan adalah air yang bertekanan tinggi, karena itu syarat agar uap yang  dihasilkan  juga  bertekanan  tinggi.  Karena  itulah  kontruksi  PLTU  membuat  daerator  berada di lantai atas dan BFP berada di lantai dasar. Karena dengan meluncurnya air dari  ketinggian membuat air menjadi bertekanan tinggi.  4.   Sebelum  masuk  ke  boiler,  air  kembali  mengalami  beberapa  proses  pemanasan  di  HP  heater (High Pressure Heater). Setelah itu   air masuk ke boiler yang letaknya berada di  lantai  atas.  Di  dalam  boiler  inilah  terjadi  proses  memanaskan  air  untuk  menghasilkan  uap.   Proses   ini   memerlukan  energi   panas  yang   pada   umumnya   diperoleh   dari  pembakaran bahan bakar.  5.   Bahan bakar PLTU bermacam-macam. Ada yang menggunakan minyak, minyak dan gas  atau istilahnya dual firing dan batubara.  6.   Udara  untuk  pembakaran  bahan  bakar  dipasok  oleh  force  draft  fan  (FD  fan).  FD  Fan  mengambil  udara  luar  untuk  membantu  proses  pembakaran  di  boiler.  Dalam  perjalanannya   menuju   ke  boiler,  udara  tersebut   dinaikkan   suhunya   oleh   air  heater  (pemanas udara).  7.   Kembali  ke  siklus  air.  Setelah  terjadi  pembakaran  ,  air  mulai  berubah  wujud  menjadi  uap.   Namun uap hasil pembakaran ini belum layak untuk memutar turbin, karena masih  berupa uap jenuh atau uap yang masih mengandung kadar air  tinggi (uap basah). Kadar  air   ini   berbahaya   bagi   turbin,  karena   dengan   putaran  hingga  3000  rpm,  setitik  air  sanggup untuk membuat sudu-sudu turbin terkikis.  8.   Oleh karena itu uap basah dikeringkan kadar air nya sehingga menjadi uap yang benar-  benar  kering  dan  dapat  digunakan  untuk  menggerakkan  turbin  dan  kemudian  memutar  generator yang terhubung satu poros dengan turbin.   

2.2. 

PLTU Batubara 

  Pada PLTU batubara, bahan bakar yang digunakan adalah steam coal yang terdiri dari kelas  sub bituminus dan bituminus. Pembakaran batu bara ini akan menghasilkan uap dan gas buang yang  panas.  Gas  buang  itu  berfungsi  juga  untuk  memanaskan  pipa  boiler  yang  berada  di  atas  lapisan  mengambang. Gas buang selanjutnya dialiri ke pembersih yang di dalamnya terdapat alat pengendap  abu setelah gas itu bersih lalu dibuang ke udara melalui cerobong.  Batubara  yang  dibakar  di  sub  sistem  boiler  menghasilkan  panas  yang  digunakan  untuk  mengubah air dalam pipa yang dilewatkan ke boiler tersebut menjadi uap, yang selanjutnya digunakan  untuk menggerakkan turbin dan memutar  generator. Kinerja pembangkitan listrik pada PLTU sangat  ditentukan   oleh   efisiensi   proses   pembakaran   batubara   tersebut,   karena   selain   berpengaruh   pada  efisiensi pembangkitan, juga mempengaruhi biaya pembangkitan.  Klasifikasi kualitas batubara secara umum terbagi 3 yaitu pembagian secara ilmiah dalam hal  ini  berdasarkan  tingkat  pembatubaraan  dan  pembagian  berdasarkan  tujuan  penggunaannya.  Berdasarkan urutan pembatubaraan batubara terbagi menjadi batubara muda (brown coal atau lignite),  bituminus   dan   antrasit.   Sedangkan   berdasarkan   tujuan   penggunaanya   batubara   terbagi   menjadi  batubara  uap(steam  coal),  batubara  kokas  (coking  coal  atau  metallurgical  coal)  dan  antrasit  yang  merupakan  batubara  tertua  jika  dilihat  dari  sudut  pandang  geologi  yang  merupakan  batubara  keras,  tersusun  dari  komponen  utama  karbon  dengan  sedikit  kandungan  bahan  yang  mudah  menguap  dan  kandungan air dengan kadar fixed carbon rendah. (http://www.energyefficiencyasia.org)  5

              Terdapat 2 metode untuk menganalisi batubara yaitu analisis ultimate dan analisis proximate.  Analisis  ultimate  menganalisis  seluruh   komponen   batubara,  termasuk  komponen   padat  dan   gas,  sedangkan  analisis  proximate hanya  menganalisis  fixed carbon,  bahan  yang mudah  menguap,  kadar  air dan persen abu.  Steam  coal  yang  termasuk  dalam  kelompok  batubara  bituminus  merupakan  batubara  yang  skala  penggunaannnya  paling  luas.  Berdasarkan  metodenya  pemanfaatan  batubara  uap  terdiri  dari  pemanfaatan   secara  langsung  yaitu   batubara   yang  telah   memenuhi   spesifikasi   tertentu   langsung  digunakan  setelah  melalui  proses  peremukan  (crushing/milling)  terlebih  dahulu  seperti  pada  PLTU  batubara, kemudian pemanfaatan dengan memproses terlebih dahulu untuk memudahkan penanganan  (handling)  seperti  CWM  (Coal  Water  Slurry),  COM  (Coal Oil  Mixture),  dan  CCS (Coal  Cartridge  System),   dan   selanjutnya   permintaan   melalui   prosses   konversi   seperti   gasifikasi   dan   pencairan  batubara.  Gas yang dihasilkan proses gasifikasi batubara, dapat pula dipakai sebagai bahan bakar untuk  sebuah  pembangkit  listrik  tenaga  uap.  Umumnya  hal  ini  dapat  dipertimbangkan  untuk  gas  yang  mempunyai nilaikalori yang terendah. Gas yang dengan kalori yang tinggi dapat dipakaidengan lebih  baik untuk keperluan industri lainnya. (Abdul Kadir, 1995).  Di   industri,   batubara   di   handling   secara   manual   maupun   dengan   conveyor.   Pada   saat  handling  diusahakan  supaya  sesedikit  mungkin  batubara  yang hancur  membentuk  partikel  kecil  dan  sesedikit  mungkin  partikel  keci  yang  tercecer.  Persiapan  batubara  sebelum  pengumpanan  ke  boiler  merupakan tahap penting untuk mendapatkan pembakaran yang baik. Bongkahan batubara yang besar  dan tidak beraturan dapat menyebabkan permasalahan yaitu kondisi pembakaran yang buruk dan suhu  tungku yang tidak mencukupi, udara berlebih  yang terlalu banyakmengakibatkan  kerugian  cerobong  yang tinggi, dan rendahnya efisiensi pembakaran.  Keunggulan  pembangkit  listrik  tenaga  uap  (PLTU)  dengan  bahan  bakar  batubara  adalah  harga  bahan  bakarnya  lebih  murah  dibandingkan  dengan  minyak  dan  cadangannya  tersedia  dalam  jumlah besar serta tersebar di seluruh Indonesia.                                                      Gambar 3. Sistem PLTU batubara (sumber : coal fired power station course, Sewatama 2011)      6

              Siklus uap pada sistem PLTU dengan bahan bakar batubara dapat digambarkan sebagai berikut :                                                                                                        Gambar 4. Sistem PLTU dan komponen-komponen  PLTU batubara  (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com (Senin, 2 April 2012)        7

             

2.3 

Bagian –Bagian Utama PLTU Batubra 

  Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) terdiri dari beberapa sistem utama yaitu boiler yang  dilengkapi  dengan  tungku  pembakaran,  turbin  dan  generator.  Selain  dari  sistem  utama  PLTU  juga  dilengkapi dengan beberapa sistem pendukung atau penunjang yaitu water treatment, feedwater tank,  daerator,  air  preheater,secondary  fan,  primary  fan,  induced  draft  fan,  economizer,  super  heater,  desuperheater, kondensor, cooling tower,  electro static precipitator dan chimney.    2.3.1 

Tungku  Sebelum  batubara  dibakar,  batubara  dihaluskan  hingga  menjadi  serbuk.  Serbuk  batubara  tersebut  kemudian  dicampur  dengan  udara  panas.  Campuran  batubara  dan  udara  menghasilkan pembakaran sempurna dan panas yang maksimal.  Besarnya efisiensi termal tergantung beban, makin  tinggi beban  maka makin  besar  efisiensinya.  Efisiensi  termal  unit  (   adalah  persentase  keluaran  energi  terhadap  masukan  kalor. (Saadat, 1991)   

Sistem pembakaran batubara bersih    Adapun  prinsip  kerja  PLTU  itu  adalah  batubara  yang  akan  digunakan  /  dipakai  dibakar  di  dalam  boiler  secara  bertingkat.  Hal  ini  dimaksudkan  untuk  memperoleh  laju  pembakaran  yang  rendah  dan  tanpa  mengurangi  suhu  yang  diperlukan  sehingga  diperoleh  pembentukan  NOx  yang  rendah.  Batu  bara  sebelum  dibakar  digiling  hingga  menyerupai  butir-butir  beras, kemudian  dimasukkan  ke wadah  (boiler) dengan  cara disemprot,  di  mana  dasar  wadah  itu  berbentuk  rangka  panggangan  yang  berlubang.  Pembakaran  bisa  terjadi  dengan  bantuan  udara  dari  dasar  yang  ditiupkan  ke  atas  dan  kecepatan  tiup  udara  diatur  sedemikian  rupa,  akibatnya  butir  bata  bara  agak  terangkat  sedikit  tanpa  terbawa  sehingga  terbentuklah lapisan butir-butir batu bara yang mengambang. Selain mengambang butir batu  bara  itu  juga  bergerak  berarti  hal  ini  menandakan  terjadinya  sirkulasi  udara  yang  akan  memberikan  efek  yang baik sehingga butir itu habis terbakar. Karena butir  batu bara relatif  mempunyai   ukuran   yang   sama   dan   dengan   jarak   yang   berdekatan   akibatnya   lapisan  mengambang  itu menjadi  penghantar  panas  yang  baik.  Karena proses  pembakaran  suhunya  rendah  sehingga  NOx  yang  dihasilkan  kadarnya  menjadi  rendah,  dengan  demikian  sistim  pembakaran  ini  bisa  mengurangi  polutan.  Bila  ke  dalam  tungku  boiler  dimasukkan  kapur  (Ca)  dan   dari  dasar   tungku  yang   bersuhu  750  -   950  ¼C   dimasukkan   udara  akibatnya  terbentuk  lapisan  mengambang  yang  membakar.  Pada  lapisan  itu  terjadi reaksi  kimia  yang  menyebabkan  sulfur  terikat  dengan  kapur  sehingga  dihasilkan  CaSO4  yang  berupa  debu  sehingga   mudah   jatuh   bersama   abu   sisa   pembakaran.   Hal   inilah   yang   menyebabkan  terjadinya  pengurangan  emisi  sampai  98  persen  dan  abu  CaSO4-nya  bisa  dimanfaatkan.  Keuntungan  sistim  pembakaran  ini  adalah  bisa  menggunakan  batu  bara  bermutu  rendah  dengan kadar belerang yang tinggi dan batu bara seperti ini banyak terdapat di Indonesia.  Pada dasarnya metode pembakaran pada PLTU terbagi 2, yaitu pembakaran lapisan  tetap  (fixed  bed  combustion)  dan  pembakaran  batubara  serbuk  (pulverized  coal combustion  /PCC).  Gambar  3  di  bawah  ini  menampilkan  jenis  –  jenis  boiler  yang  digunakan  untuk  masing – masing metode pembakaran.            8

                                              Gambar 5. Tipikal tungku berdasarkan metode pembakaran  (Sumber: Idemitsu Kosan, 1999)    Pembakaran Lapisan Tetap    Metode  lapisan  tetap  menggunakan  stoker  boiler  untuk  proses  pembakarannya.  Sebagai  bahan  bakarnya  adalah  batubara  dengan  kadar  abu  yang  tidak  terlalu  rendah  dan  berukuran  maksimum  sekitar  30mm.  Selain  itu,  karena adanya  pembatasan  sebaran  ukuran  butiran  batubara yang digunakan, maka perlu dilakukan  pengurangan  jumlah  fine coal yang  ikut  tercampur  ke  dalam  batubara  tersebut.  Alasan  tidak  digunakannya  batubara  dengan  kadar abu yang terlalu rendah adalah karena pada metode pembakaran ini, batubara dibakar  di  atas  lapisan  abu  tebal  yang  terbentuk  di  atas  kisi  api  (traveling  fire  grate)  pada  stoker  boiler. Bila kadar abunya sangat sedikit, lapisan abu tidak akan terbentuk di atas kisi tersebut  sehingga  pembakaran  akan  langsung  terjadi  pada  kisi,  yang  dapat menyebabkan  kerusakan  yang parah pada bagian tersebut. Oleh karena itu, kadar abu batubara yang disukai untuk tipe  boiler  ini  adalah  sekitar  10  –  15%.  Adapun  tebal  minimum  lapisan  abu  yang  diperlukan  untuk  pembakaran  adalah  5cm.   Jadi,  abu  tersebut  berfungsi  sebagai  lapisan   (bed)  agar  pembakaran tidak merusak kisi (bagian dalam tungku).    Pembakaran Batubara Serbuk (Pulverized Coal Combustion/PCC)    Saat ini, kebanyakan  PLTU terutama yang  berkapasitas besar  masih  menggunakan  metode  PCC  pada  pembakaran  bahan  bakarnya.  Hal  ini  karena  sistem  PCC  merupakan  teknologi yang sudah terbukti dan memiliki tingkat kehandalan yang tinggi. Upaya perbaikan  kinerja PLTU ini terutama dilakukan dengan meningkatkan suhu dan tekanan dari uap yang  dihasilkan  selama  proses  pembakaran.  Perkembangannya  dimulai  dari  sub  critical  steam,  kemudian super critical steam, serta ultra super critical steam (USC). Sebagai contoh PLTU  yang  menggunakan  teknologi  USC  adalah  pembangkit  no.  1  dan  2  milik  J-Power  di  teluk  Tachibana, Jepang, yang boilernya masing – masing berkapasitas 1050 MW buatan Babcock  Hitachi. Tekanan uap yang dihasilkan adalah sebesar 25 MPa (254.93 kgf/cm2) dan suhunya  mencapai 600  0C/610  0C (1 stage reheat cycle).    2.3.2 

Boiler  Boiler  adalah  bejana  tertutup  dimana  panas  pembakaran  dialirkan  ke  air  sampai  terbentuk   air   panas  atau   steam.   Air   panas  atau   steam   pada  tekanan   tertentu   kemudian  9

              digunakan untuk mengalirkan panas ke suatu proses. Jika air didihkan sampai menjadi steam  , volumenya akan meningkat sekitar 1600 kali, menghasilkan tenaga yang menyerupai bubuk  mesiu   yang   mudah   meledak,   sehingga   boiler   merupakan   peralatan   yang  harus  dikelola  dengan  baik.  Air  yang  telah  dimurnikan  dipompa  melalui  pipa  ke  dalam  boiler,  kemudian  diubah  menjadi uap oleh  panas yang dihasilkan  dari pembakaran  batubara. Pada temperatur  hingga  1000  derajat  fahrenheit  dan  dibawah  tekanan  sampai  dengan  3500  pon  per  inci  persegi, uap disalurkan ke turbin.  Sisitem  boiler  terdiri  dari  sistem air  umpan,  sistem  steam,dan  sistem  bahan  bakar.  Sistem  air  umpan  menyediakan  air  untuk  boiler  secara  otomatis  sesuai  dengan  kebutuhan  steam.  berbagai  kran  disediakan  untuk  keperluan  perawatan  dan  perbaikan.  Sistem  steam  mengumpulkan dan mengontrol produksi steam dalam boiler. Steam dialirkan melalui sistem  perpipaan  ke  titik  pengguna.  Pada  keseluruhan  sistem,  tekanan  steam  diatur  menggunakan  kran  kran  dan  dipantau  dengan  alat  pemantau  tekanan.  Sistem  bahan  bakar  adalah  semua  peralatan  yang  digunakan  untuk menyediakan  bahan  bakar  untuk menghasilkan  panas  yang  dibutuhkan.peralatan  yang diperlukan  pada sistem bahan  bakar  tergantung pada jenis bahan  bakar yang digunakan pada sistem.  Air  yang  disuplai  ke  boiler  untuk  diubah  menjadi  steam  disebut  air  umpan.  Dua  sumber air umpan adalah :  1.  Kondensat atau steam yang mengembun yang kembali dari proses dan  2.  Air  make up (air  baku yang  sudah  diolah) yang sudah  diumpankan  dari luar  ruang  boiler dan plant process.  Untuk mendapatkan efisiensi boiler yang lebih tinggi, digunakan economizer untuk  memanaskan awal air umpan menggunakan limbah panas pada gas buang.    Tipe-tipe boiler    Boiler terdiri dari bermacam-macam tipe yaitu :    1.  Fire Tube Boiler    Pada fire tube boiler , gas panas melewati pipa-pipa dan air umpan boiler ada di dalam  shell untuk diubah menjadi steam.  fire tube boiler biasanya  digunakan  untuk kapasitas steam  yang  relatif  kecil  dengan  tekanan  steam  rendah  sampai  sedang.  Fire  tube  boiler  kompetitif  untuk  kecepatan  steam  sampai  12.000  Kg/jam  dengan  tekanan  sampai  18  Kg/cm2.  Fire  tube  boiler  dapat  menggunakan   bahan   bakar  minyak  bakar,  gas  tau  bahan  bakar  padat  dalam  operasinya.  Untuk  alasan   ekonomis,  sebagian   besar   fire  tube  boiler  dikontruksi  sebagai  “paket” boiler (dirakit oleh pabrik) untuk semua bahan bakar.                                Gambar 6. Fire tube boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)  10

                2.   

Water Tube Boiler 

3.   

Paket Boiler 

Pada water tube boiler, air umpan boiler mengalir melalui pipa-pipa masuk ke dalam  drum. Air yang tersikulasi dipanaskan  oleh  gas pembakar membentuk  steam pada daerah  uap  dalam  drum.  Boiler  ini  dipilih  jika  kebutuhan  steam  dan  tekanan  steam  sangat  tinggi  seperti  pada kasus boiler  untuk pembangkit tenaga.  Water tube boiler yang sangat modern dirancang  dengan  kapasitas  steam  antara  4.500-12.000  Kg/jam,  dengan  tekanan  sangat  tinggi.  Banyak  water tube boiler yang dikontruksi secara paket jika digunakan  bahan  bakar minyak dan  gas.  Untuk water tube boiler yang menggunakan bahan bakar padat, tidak umum dirancang secara  paket.                                                Gambar 7. Water tube boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)     

Disebut  boiler  paket  karena  sudah  tersedia  sebagai  paket  yang  lengkap.  Pada  saat  dikirimkan   ke   pabrik,   hanya   memerlukan   pipa   steam,   pipa   air,   suplai   bahan   bakar   dan  sambungan listrik untuk dapat beroperasi. Paket boiler biasanya merupakan tipe shell and tube  dengan rancangan fire tube dengan transfer panas baik radiasi maupun konveksi yang tinggi.                          11

                                                    Gambar 8. Paket boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)    4.   

Boiler Pembakaran dengan Fluidized Bed Combustion (FBC) 

5.   

Atmospheric Fluidized Bed Combustion (AFBC) Boiler 

6.   

Pressurized Fluidized Bed Combustion (PFBC) Boiler 

7.   

Atmospheric Circulating Fluidized Bed Combustion Boilers (CFBC) 

Pembakaran  dengan fluidized bed Combustion (FBC) muncul sebagai alternatif yang  memungkinkan dan melebihi kelebihan yang cukup berarti dibanding sistem pembakaran yang  konvensional dan memberikan banyak keuntungan antara lain rancangan boiler yang kompak,  fleksibel  terhadap  bahan  bakar,  efisiensi  pembakaran  yang  tinggi  dan  berkurangnya  emisi  polutan yang merugikan seperti SOx dan NOx. Bahan bakar yang dapat dibakar dalam boiler ini  adalah batubara, sekam padi, bagas dan limbah pertanian. Boiler fluidized bed memiliki kisaran  kapasitas yang luas yaitu antara 0.5 T/jam sampai lebih dari 100 T/jam.   

Kebanyakan boiler yang beroperasi untuk jenis ini adalah Atsmospheric Fluidized Bed  Combustion   (AFBC)   Boiler.  Alat  ini  hanya   berupa  shell  boiler   konvensional  biasa  yang  ditambah  dengan  sebuah  fluidized  bed   combustor.  Sistem  seperti   ini  telah  dipasang  digabungkan dengan water tube boiler/boiler pipa air konvensional.   

Pada tipe Pressurized Fluidized Bed Combustion  (PFBC) Boiler,   sebuah  kompresor  memasok  udara  Forced  Draft  (FD),  dan  pembakaranya  merupakan  tangki  bertekanan.  Laju  panas  yang  dilepas  dalam  bed  sebanding  dengan   tekanan   bed  sehingga  bed   yang  dalam  digunakan untuk mengekstraksi sejumlah besar  panas.   

Dalam  sistem  sirkulasi,  parameter  bed  dijaga  untuk  membentuk  padatan  melayang  dari  bed.  Padatan  diangkat  pada  fase  yang  relatif  terlarut  dalam  pengangkatan  padatan  dan  sebuah  down-comer  dalam  sebuah  siklon  merupakan  aliran  sirkulasi  padatan.  Tidak  terdapat  pipa  pembangkit  steam  yang  terletak  di  dalam  bed.  Pembangkitan  dan  pemanasan  berlebih  steam berlangsung di bagian konveksi dan dinding air.    12

                                                        Gambar 9. Circulating fluidized bed boiler (sumber : United Nations Environment  Programme, 2006)    8.   

Stoker Fired Boilers 

Stokers  di  klasifikasikan  menurut  metode  pengumpanan  bahan  bakar  ke  tungku  dan  oleh   jenis  grate  nya.  Klasifikasi  utamanya  adalah   spreader  stoker  dan  chain  –gate  atau  traveling-gate stoker.                                  Gambar 10. Stoker fired boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)    9.   

Pulverized Fuel Boiler 

Sistem   ini   memiliki   banyak   keuntungan   seperti   kemampuan   membakar   berbagai  kualitas  batubara,  respon  yang  cepat  terhadap  perubahan  beban  muatan,  penggunaan  suhu  udara  pemanas  awal  yang  tinggi.  Salah  satu  sistem  yang  paling  populer  untuk  pembakaran  batubara  halus  adalah  pembakaran  tangensial  dengan  menggunakan  empat  buah  burner  dari  keempat sudut untuk menciptakan bola api pada pusat tungku.    13

                                          Gambar 11. Pulverized fuel boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)    10.   

Boiler Limbah Panas 

Dimanapun tersedia limbah  panas pada suhu sedang atau tinggi, boiler  limbah  panas  dapat  dipasang  secara  ekonomis.  Jika  kebutuhan   steam  lebih   dari  steam  yang  dihasilkan  menggunakan  gas  buang  panas,  dapat  digunakan  burner  tambahan  yang menggunakan  bahan  bakar.  Jika  steam  tidak  langsung  dapat  digunakan,  steam  dapat  dipakai  untuk  memproduksi  daya listrik menggunakan generator turbin uap. Hal ini banyak digunakan dalam pemanfaatan  kembali panas dari gas buang dari turbin gas dan mesin diesel.                                            Gambar 12. Boiler limbah panas (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)    Evaluasi kinerja boiler    Parameter  kinerja  boiler,  seperti  jumlah  steam  yang  dihasilkan,  jumlah  bahan  bakar  yang dibutuhkan, jumlah udara yang diperlukan dan entalpi steam yang dihasilkan.  Meskipun  untuk  boiler  yang  baru,  alasan  seperti  buruknya  kualitas  bahan  bakar  dan  kualitas  air  dapat  mengakibatkan buruknya kinerja boiler. Neraca panas dapat membantu dalam mengindetifikasi  kehilangan  panas  yang  dapat  atau  tidak  dapat  dihindari.  Uji  efisiensi  boiler  dapat  membantu  dalam   menemukan   penyimpangan   efisiensi   boiler   dan   efisiensi   terbaik   dan   terget   area  14

              permasalahan untuk tindakan perbaikan. Pengujian boiler  dapat membantu dalam menemukan  penyimpangan efisiensi boiler dan efisiensi terbaik. Di dalam pengujian boiler, hal yang harus  diperhatikan yaitu :    Neraca panas    Proses   pembakaran   dalam   boiler   dapat   digambarkan   dalam   bentuk   diagram   alir  energi. Diagram ini menggambarkan secara grafis tentang bagaimana energi masuk dari bahan  bakar  diubah  menjadi aliran  energi  dengan  berbagai kegunaan  dan menjadi aliran  kehilangan  panas  dan  energi.  Panah  tebal  menunjukkan  jumlah  energi  yang  terkandung  dalam  aliran  masing-masing.                                    Gambar 13. Diagram neraca energi boiler  (sumber : pedoman efisiensi energi untuk industri di Asia, www.energyefficiencyasia.org)    Metode langsung  dan tidak langsung dalam menentukan efisiensi boiler    1.  Metode langsung dengan menghitung input (bahan bakar) dan output (steam)    Dikenal  juga  sebagai  metode  „input-output’  karena  kenyataan  bahwa  metode  ini  hanya  memerlukan keluaran/output steam dan panas masuk / input (bahan bakar) untuk evaluasi efisiensi.  Efisiensi ini dapat dievaluasi dengan menggunakan rumus :   

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐   

Efisiensi Boiler (n)  =  panas masuk/panas keluar x 100  Efisiensi boiler (n)  =  (Qx(hg-hf)) : (qx GCV) x100    Parameter yang digunakan untuk perhitungan efisiensi boiler dengan metoda langsung adalah :  Jumlah steam yang dihasilkan per jam (Q) dalam Kg/jam  Jumlah bahan bakar yang digunakan per jam (q) dalam Kg/jam  Tekanan kerja (dalam Kg/cm2(g)) dan suhu panas (oC), jika ada.  Suhu air umpan (oC)  Jenis bahan bakar dan nilai panas kotor bahan bakar (GCV) dalam Kkal/Kg bahan bakar.  Dimana :  hg-Entalpi steam jenuh dalam Kkal/Kg steam  hf-entalpi air umpan dalam Kkal/Kg air  Keuntungan metoda langsung :    15

              ‐  ‐  ‐  ‐    2.   

Pekerja pabrik dapat dengan cepat mengevaluasi efisiensi boiler  Memerlukan sedikit parameter untuk perhitungan  Memerlukan sedikit instrumen untuk pemantauan  Mudah membandingkan rasio penguapan dengan data benchmark  Metode tidak langsung dalam menentukan efisiensi boiler 

Standar  acuan untuk uji boiler  di tempat dengan  menggunakan  metode tidak langsung adalah  British   Standard,   BS   845:1987   dan   USA   Standard   ASME   PTC-4-1   Power   Test   Code   Steam  Generating  Units.  Metode  tidak  langsung  juga  dikenal  dengan  metode  kehilangan  panas.  Efisiensi  dapat dihitung dengan mengurangkan bagian kehilangan panas dari 100 sebagai berikut :    Efisiensi boiler (%) (n)=100-(i+ii+iii+iv+v+vi+vii)    Dimana kehilangan yang terjadi dalam boiler adalah kehilangan panas yang diakibatkan oleh :  i.  Gas cerobong yang kering  ii.  Penguapan air yang terbentuk karena H2 dalam bahan bakar  iii.  Penguapan kadar air dalam bahan bakar  iv.  Adanya kadar air dalam udara pembakaran  v.  Bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu terbang/fly ash  vi.  Bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu bawah/ bottom ash  vii.  Radiasi dan kehilangan lain yang tidak terhitung    Kehilangan  yang  diakibatkan  oleh  kadar  air  dalam  bahan  bakar  dan  yang  disebabkan  oleh   pembakaran   hidrogen   tergantung  pada   bahan   bakar,  dan   tidak   dapat  dikendalikan   oleh  perancangan.   Data   yang   diperlukan   untuk   perhitungan   efisiensi   boiler   dengan   menggunakan  metode tidak langsung adalah :    1.   Analisis ultimate bahan bakar (H2, O2, s, c, kadar air, kadar abu)  2.   Persentase oksigen dan CO2 dalam gas buang  3.   Suhu gas buang dalam   0C (Tf)  4.   Suhu ambien dalam   0C (Ta) dan kelembaban udara dalam Kg/Kg udara kering  5.   GCV bahan bakar dalam Kkal/Kg  6.   Persentase bahan yang dapat terbakar dalam abu (untuk bahan bakar padat)  7.   GCV abu dalam Kkal/Kg (untuk bahan bakar padat)    Tahap 1. Menghitung kebutuhan udara teoritis  =[(11,43 x C)+{34,5 x (H2-02/8)}+(4,32 x S)]/100 Kg/Kg bahan bakar    Tahap.2 Menghitung persen kelebihan udara yang dipasok (EA)  =persen O2 x 100/(21-persen O2)    Tahap 3. Menghitung massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS)  ={1 + EA/100} x udara teoritis    Tahap 4. Menghitung seluruh kehilangan panas  i.  Persentase kehilangan panas yang diakibatkan oleh gas buang yang kering    = (m x Cp x (Tf-Ta) x 100) / (GCV bahan bakar )  16

                Dimana 

ii. 

: m  = massa gas buang kering dalam Kg/Kg bahan bakar  M  = (massa hasil  pembakaran  kering   / Kg bahan  bakar) +  (massa N2 dalam massa udara pasokan yang sebenarnya).  Cp  = Panas jenis gas  buang (0.23 Kkal/Kg)  GCV  =   Gross   Calorific   Value   (nilai   kalor   bahan   bakar)  (Kkal/kg)   

Persen kehilangan panas karena penguapan air  yang terbentuk karena adanya H2  dalam bahan bakar    =[9 x H2 {584+Cp(Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar    Dimana 

iii.   

: H2  = Persen H2 dalam 1 Kg bahan bakar  Cp  = panas jenis superheated steam (0,45 Kkal/Kg)   

Persen kehilangan panas karena penguapan kadar air dalam bahan bakar  =[M {584 + Cp (Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar    Dimana 

iv. 

: M  = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar  Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45  Kkal/Kg)   

Persen kehilangan panas karena kadar air dalam udara  = [AAS x faktor kelembaban x Cp (Tf-Ta) x 100] / GCV bahan bakar  Dimana  :  Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45  Kkal/Kg)   

v. 

Persen  kehilangan  panas  karena  bahan   bakar   yang  tidak  terbakar  dalam  abu  terbang / fly ash  =  [Total  abu  terkumpul  /  Kg  bahan  bakar  yang terbakar   x GCV  abu  terbang  x  100] / GCV bahan bakar   

vi. 

Persen  kehilangan  panas  karena  bahan   bakar   yang  tidak  terbakar  dalam  abu  bawah / bottom ash  = [Total abu terkumpul per Kg bahan bakar terbakar x GCV abu bawah x 100]   /  GCV bahan bakar   

vii.   

Persen kehilangan panas karena radiasi 

Tahap 5. Menghitung efisiensi boiler dan rasio penguapan boiler    Efisiensi boiler (%) (n) = 100 – (i + ii + iii + iv + v + vi + vii)  Rasio penguapan  = panas yang digunakan  untuk pembangkitan  steam / panas yang  ditambahkan ke steam.        17

              Rasio penguapan yaitu kilogram steam yang dihasilkan per kg bahan bakar yang  digunakan.  Contohnya  adalah  boiler  berbahan  bakar  batubara  6  (yaitu  1  Kg  batubara  dapat menghasilkan 6 Kg steam). Walau demikian, rasio penguapan akan tergantung pada  jenis boiler, nilai kalor berbahan bakar dan efisiensi.    2.3.3   

Turbin 

Turbin  adalah mesin  penggerak, dimana energi fluida kerja dipergunakan langsung  untuk  memutar  roda/poros  turbin.  Pada  turbin  tidak  terdapat  bagian  mesin  yang  bergerak  translasi, melainkan gerakan rotasi. Bagian turbin yang berputar biasa disebut dengan istilah  rotor/roda/poros turbin, sedangkan bagian turbin  yang tidak berputar dinamai dengan istilah  stator. Roda turbin terletak di dalam rumah turbin dan roda turbin memutar poros daya yang  digerakkannya   atau   memutar   bebannya   yaitu   generator.   Di   dalam   turbin,   fluida   kerja  mengalami ekspansi yaitu proses penurunan tekanan dan mengalir secara kontinu. Penamaan  turbin  didasarkan  pada  jenis  fluida  yang  mengalir  di  dalamnya,  apabila  fluida  kerjanya  berupa uap maka turbin tersebut disebut dengan turbin uap.    Bagian – bagian utama sebuah turbin uap adalah :    1.   Cassing    Adalah sebagai penutup bagian-bagian utama turbin.                              Gambar 14. Turbine cassing (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    2. 

Rotor  Adalah  bagian  turbin  yang  berputar  yang  terdiri  dari  poros,  sudu  turbin  atau  deretan  sudu. Untuk turbin  bertekanan tinggi atau ukuran  besar, khususnya unuk turbin  jenis reaksi  maka  motor  ini  perlu  di  balance  untuk  mengimbagi  gaya  reaksi  yang  timbul  secara  aksial  terhadap poros.                    18

                                      Gambar 15. Rotor turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    3.   Bearing pendestal  Adalah merupakan dudukan dari poros rotor.    4.   Journal bearing  Adalah  bagian  turbin  yang berfungsi untuk menahan  gaya radial atau gaya tegak lurus  Rotor.    5.   Thurst bearing  adalah  bagian  turbin  yang  berfungsi  untuk  menahan  atau  untuk  menerima  gaya  aksial  atau gaya sejajar terhadap poros yang merupakan gerakan maju mundurnya poros rotor.                                Gambar 16. Bearing turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    6. 

Main oil pump  Berfungsi  untuk  memompakan  oli  dari  tangki  untukdisalurkan  pada  bagian  –  bagian 

yang berputar pada turbin .  Dimana fungsi dari lube oil adalah :    Sebagai Pelumas pada bagian – bagian yang berputar.    Sebagai  Pendingin  (  oil  cooler  )  yang  telah  panas  dan  masuk  ke  bagian  turbin  dan  akan menekan / terdorong keluar secara sirkuler    Sebagai Pelapis ( oil film ) pada bagian turbin yang bergerak secara rotasi.    Sebagai  Pembersih  (  oil  cleaner  )  dimana  oli  yang  telah  kotor  sebagai  akibat  dari  benda-benda yang berputar dari turbin akan terdorong ke luar secara sirkuler oleh oli  yang masuk .  19

              7. 

Gland packing  Sebagai  penyekat  untuk  menahan  kebocoran  baik  kebocoran  uap  maupun  kebocoran 

oli.                            Gambar 17. Gland packing turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    8. 

Labirinth ring  Mempunyai fungsi yang sama dengan gland packing.                                Gambar 18. Ring turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com) 

9. 

Impuls stage  Adalah sudu turbin tingkat pertama yang mempunyai sudu sebanyak 116 buah.                            Gambar 19. Impuls (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)     

20

              3. 

Stasionary blade 

4. 

Adalah sudu-sudu yang berfingsi untuk menerima dan mengarahkan steam yang masuk.                            Gambar 20. Stationary blade (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)  Moving blade  Adalah   sejumlah   sudu-sudu   yang   berfungsi   menerima   dan   merubah   energi   steam 

menjadi energi kinetik yang akan memutar generator.      5.  Control valve  Adalah  merupakan  katup  yang  berfungsi  untuk  mengatur  steam  yang  masuk  kedalam  turbin sesuai dengan jumlah Steam yang diperlukan.      6.  Stop valve  Adalah  merupakan  katup yang berfungsi untuk menyalurkan atau menghentikan aliran  steam yang menuju turbin.      7.  Reducing gear  Adalah  suatu  bagian  dari  turbin  yang  biasanya  dipasang  pada  turbin-turbin  dengan  kapasitas besar dan berfungsi untuk menurunkan putaran poros rotor.                              Gambar 22. Reducing gear (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    Uap yang dialirkan ke turbin akan menyebabkan turbin bergerak, tetapi karena poros  turbin   digandeng/dikopel   dengan   poros   generator   akibatnya   gerakan   turbin   itu   akan  menyebabkan  pula  gerakan  generator  sehingga  dihasilkan  energi  listrik.  Uap  itu  kemudian    21

              dialirikan  ke  kondensor  sehingga  berubah  menjadi  air  dan  dengan  bantuan  pompa  air  itu  dialirkan ke boiler sebagai air pengisi.  Tekanan   besar   dari   uap  mendorong   blade   memutar   poros  turbin.   Poros  turbin  dihubungkan  ke  poros  generator,  dimana  magnet  berputar  dalam  kumparan  kawat  untuk  menghasilkan   listrik.   Turbin   uap   adalah   peralatan   yang  mengubah   energi   kinetis   yang  disimpan di dalam fuida (energi potensial) menjadi energi mekanis rotasional (menghasilkan  putaran). Turbin uap memiliki 3 bagian utama yaitu :    1. 

2. 

3. 

Nozel  dan  sudu-sudu  diam  yang  bertindak  sebagai nozel,  bagian  dari  turbin  uap  yang  mengkonversi  energi  potensial  dari  uap  jenuh  menjadi  energi  kinetis  dengan  jalan  mengekspansikan (menyemprotkan) uap tersebut ke sudu bergerak dari turbin sehingga  terjadi penurunan tekanan uap.  Sudu-sudu  gerak,  bagian  dari  turbin  uap  yang  mengkonversi  energi  kinetis  semprotan  uap  menjadi  energi mekanis  pada  perputaran  rotor  turbin  akibat  perputaran  sudu-sudu  geraknya.  Rotor  turbin, bagian  dari turbin  uap  yang menyalurkan  energi mekanis dari sudu-sudu  bergerak  kepada  bagian  berputar  dari  generator  listrik  sehingga  dapat  menghasilkan  listrik.   

Menghitung efisiensi turbin uap                                    Gambar 23.  Neraca entalpi turbin uap (sumber : http://www.energyefficiencyasia.org)    Efisiensi total      Dimana :  Output turbin  Input turbin                 

= 

 

    

 

   x 100% 

= energi panas yang efektif digunakan turbin  (BTU/jam)  = energi panas yang dibutuhkan turbin (BTU/jam) 

22

                                                              Gambar 24. Mollier diagram for water – steam  (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)    Jenis-jenis turbin uap    Berdasarkan tekanan uap yang digunakan untuk menggerakkan sudu-sudu turbin, maka  turbin uap dikelompokkan menjadi 2 bagian yaitu :    1.   

Turbin impuls (aksi) 

Turbin impuls disebut juga turbin aksi atau turbin tekanan tetap, dimana uap mengalami  ekspansi  hanya  pada  nosel  saja,  sehingga  tekanan  uap  sebelum  dan  sesudah  sudu  adalah  tetap.   Jika   uap   keluar   dari   ketel   bertekanan   tinggi   diekspansikan   sampai   ke   tekanan  kondensor  dengan  satu  nosel  saja,  kecepatan  uap  menjadi  sangat  tinggi.  Pada  umumnya  kecepatan  sudu  sebanding  dengan  kecepatan  uap masuk.  Uap  dengan  kecepatan  tinggi  jika  menumbuk  suatu  cincin  sudu  jalan  tunggal  dapat  menghasilkan  putaran  rotor  kurang  lebih  30.000 rpm. Hal ini secara praktis tidak dapat diterapkan.  Hal yang dapat dilakukan untuk mengurangi putaran rotor yang tinggi, turbin dilengkapi  dengan   sejumlah   kumpulan   nosel   yang   membentuk   suatu   cincin   yang   diikuti   dengan  sejumlah  cincin  sudu  jalan.  Uap  keluar  dari  nosel  dengan  kecepatan  sembur  yang  tinggi,  demikian pula tekanan uap keluar nosel akan diserap oleh tingkat-tingkat yang ada di dalam  turbin . (S. K. Kulshrestha, 1989)    2.   

Turbin reaksi 

Turbin reaksi atau turbin  tekanan  berubah  adalah proses ekspansi (penurunan tekanan)  terjadi  di dalam  baris  sudu tetap maupun  sudu gerak,  sehingga  tekanan  uap  sesudah  keluar  dari  tiap  tingkat  sudu  lebih  rendah  dari  sebelumnya.  Turbin  reaksi  juga  dinamakan  turbin  23

              Parsons sesuai dengan nama pembuatnya yang pertama yaitu Sir Charles Parsons. (Wiranto  Arismunandar, 2004)  Pada  turbin  reaksi  jatuh  tekanan  uap  yang  melalui  sudu  tetap  dan  sudu  jalan  terjadi  secara  perlahan-lahan.  Kecepatan  sudu relatif  rendah  karena  ekspansi  uap  terjadi  pada  laju  kecepatan   yang   rendah.   Selain   itu   pada   saat   yang   sama,   kecepatan   yang   rendah   yang  dihasilkan akan diserap oleh cincin sudu jalan. (S. K. Kulshrestha, 1989)                                      Gambar 25.  Blade turbin (sumber : http://www.scribd.com)                                        Gambar 26 . Bagan turbin impuls dan turbin reaksi (sumber : http://www.scribd.com)    Berdasarkan tekanan uap keluar turbin, turbin uap dapat dibedakan menjadi :  1.   Turbin Kondensasi (Condensing Turbine)  Turbin  kondensasi  adalah  turbin  yang  saluran  keluarnya  dihubungkan  dengan  kondensor, sehingga tekanan uap pada saluran keluar mendekati vakum.  2.   Turbin Tekanan Lawan (Back Pressure Turbine)  Turbin tekanan lawan adalah jenis turbin yang memiliki tekanan uap keluar masih diatas  1 atsmosfer, sehingga uap bekas masih bisa digunakan untuk maksud-maksud lain, misalnya  untuk perebusan dan pemanasan.    24

                                                  Gambar 27.  Diagram turbin kondensasi                                  Gambar 28. Turbin tekanan lawan (sumber : http://www.scribd.com)    2.3.4 

Generator  Generator  berfungsi  untuk  mengkonversikan  energi  mekanik  (putaran  poros)  dari  turbin  menjadi  energi  listrik  dengan  membuat  poros  generator  dengan  poros  turbin  berada  dalam satu poros dengan cara dikopel. Generator arus bolak-balik pada prinsipnya terdiri atas  2 (dua) bagian utama, yaitu :  a.  Rotor  adalah  bagian  dari  generator  yang  berputar.  Pada  rotor  terdapat  kumparan  konduktor  sebagai  pembangkit  medan  magnet  utama.  Medan  magnet  ini  timbul  karena  adanya  arus  yang  mengalir  pada  kumparan  rotor.  Jika rotor  berputar, maka  medan  magnet  akan  memotong  kumparan  jangkar  dalam  stator,  sehingga  timbul  gaya gerak listrik (GGL), yang kemudian disalurkan ke terminal generator.    b. 

Stator  adalah  bagian  generator  yang  tidak  bergerak  (statis).  Pada  stator  terdapat  peralatan peralatan sebagai berikut :  i.  Kumparan stator        25

              ii. 

Rumah  generator,  berfungsi   untuk   melindungi   komponen  yang   ada   di  dalamnya, juga berfungsi sebagai tempat melekatnya inti dan belitan konduktor  serta terminal daripada generator itu sendiri.   

Generator   biasanya   berukuran   besar   dengan   jumlah   lebih   dari   satu   unit   dan  dioperasikan  secara  berlainan.  Sedangkan  generator  ukuran  menengah  didisain  berdasarkan  asumsi  bahwa  selama  masa  manfaatnya  akan  terjadi  10.000  kali  start-stop.  Berarti  selama  setahun  dilakukan  250  x  start-stop  maka  umur  pembangkit  bisa  mencapai  40  tahun.  Start-  stop adalah  kondisi ketika generator  berhenti beroperasi  karena   adanya perawatan  berkala,  maupun karena situasi yang tidak terduga.  Bila  kecepatannya  putaran  rotor  meningkat  maka  daya  yang  dihasilkan  generator  akan  meningkat  pula,  oleh  karena  itu  putaran  generator  hasrus  disesuaikan  dengan  output  daya yang dibutuhkan.    Effisiensi generator dapat dihitung dengan rumus sebagai berikut :  (sumber : modul praktikum motor bakar, 2010)     = ( output generator / input generator ) x 100 %  Dimana :  Input generator (MW)  =    N m  *    rad/s   Output generator (MW)  = daya listrik yang dihasilkan  Catatan : 1 KKal = 1.16 x 10-3 KWh3    2.3.5   

Condenser atau kondensator 

Setelah  bekerja   untuk   menggerakkan   turbin,  uap  tersebut   ditarik   ke   dalam  kondensor,  sebuah  ruang  besar  di  basement  pembangkit  listrik.  Kondensor  adalah  bagian  penting dari sebuah  unit   uap-listrik batubara. Perangkat ini mengembunkan  uap yang telah  meninggalkan   turbin   kembali   menjadi   air   sehingga   dapat   digunakan   berulang-ulang   di  pabrik. Uap yang sudah dipakai kemudian didinginkan dalam kondensor sehingga dihasilkan  air   yang   dialirkan   ke  dalam   boiler.   Pada   waktu   PLTU  batubara   beroperasi   suhu   pada  kondensor naiknya begitu cepat, sehingga mengakibatkan kondensor menjadi panas. Sedang  untuk mendinginkan kondensor bisa digunakan air, tapi harus dalam jumlah besar, hal inilah  yang  menyebabkan  PLTU  dibangun  dekat  dengan  sumber  air  yang  banyak  seperti  di  tepi  sungai atau tepi pantai.  Proses  pendinginan  sangat  penting  dan  memerlukan  sejumlah  air  dalam  jumlah  yang  besar,  dengan  demikian,  PLTU  biasanya  pasti  terletak  di  dekat  danau,  sungai,  muara  atau laut.   Untuk mendinginkan uap digunakan condenser cooling water atau condenser ber-  pendingin   air.   Jutaan   galon   air   dingin   dipompa   melalui   tabung   yang   berjalan   melalui  kondensor.  Air  dalam  tabung mendinginkan  uap  dan  mengubahnya  kembali  ke air.  Setelah  uap   terkondensasi   menjadi   air,   maka   air   tersebut   akan   dipompa   ke   boiler   lagi   untuk  mengulangi siklus.                  26

             

III. METODOLOGI PENELITIAN     

3.1 

Waktu dan tempat 

  Penelitian   ini   dilaksanakan   di   PT   Energi   Alamraya   Semesta,   Desa   Kuta   Makmue,  kecamatan  Kuala,  kab  Nagan  Raya-  NAD.  Penelitian  akan  dilaksanakan  pada  bulan  April  –  Mei  2012.   

3.2 

Bahan dan alat 

  Objek   yang   dilakukan   pengujian   kinerja   pada   penelitian   ini   adalah   Pembangkit   Listrik  Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta yaitu boiler serta tungku pembakaran, turbin, dan  generator  .Alat  ukur  yang  dipergunakan  dalam  penelitian  ini  adalah  semua  alat  ukur  sensor  yang  terpasang diruang pengendali (control room) dan alat ukur yang terpasang di lapangan. Bahan yang  dipergunakan dalam kegiatan uji kinerja ini adalah batubara, air dan udara.   

3.3 

Batasan sistem 

  Analisa efisiensi pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)  Energi Alam  Raya Semesta  dengan  bahan  bakar  batubara  ini  dibatasi  hanya  pada  peralatan  utama  seperti  boiler,  turbin  dan  generator  .  Peralatan  pendukung tidak dihitung karena menurut pengamatan  di lapangan, peralatan  pendukung tidak terlalu mempengaruhi nilai efisiensi suatu sistem PLTU. Sehingga, sub sistem yang  dihitung dalam penelitian ini adalah :    3.3.1   Sistem pembakaran pada Boiler yang dilengkapi dengan tungku bahan bakar  Untuk  menghitung  efisiensi  suatu  boiler  dengan  tungku  pembakaran  berdasarkan  perbandingan  total  output  yang  berupa  steam  dan  total  input  yang  berupa  jumlah  bahan  bakar  dan  udara.  Proses  pembakaran  perlu  untuk  memperhatikan  berbagai  faktor  yang  mempengaruhi efisiensi seperti :  -  Jumlah steam yang dihasilkan per jam (Q) dalam Kg/jam  -  Jumlah bahan bakar yang digunakan per jam (q) dalam Kg/jam  -  Tekanan kerja (bar)  -  Suhu air umpan (oC)  -  Jenis bahan bakar dan nilai panas kotor bahan bakar (GCV) dalam KKal/Kg  bahan bakar.  -  Entalpi steam jenuh dalam KKal/Kg steam  -  Entalpi air umpan dalam KKal/Kg air.  -  Massa udara sebenarnya yang dipasok /Kg bahan bakar (AAS)    3.3.2   Turbin dan generator  Untuk menghitung efisiensi turbin dan generator sebagai sebuah kesatuan, hal yang  harus  diperhatikan  adalah  efisiensi  yang  didapatkan  merupakkan  total  dari  hasil  konversi  listrik   dan   pemanfaatan   panas  dalam   persen   (%).  Faktor   –faktor   yang  mempengaruhi  efisiensi turbin uap dan generator adalah adalah :  -  Entalpi steam pada saluran masuk turbin, h1 (Kkal/Kg)  -  Entalpi steam pada ekstraksi tahap 1, h2 (Kkal/Kg)    27

              -  Entalpi steam pada ekstraksi tahap 2, h3(Kkal/Kg)  -  Entalpi steam pada kondensor, h4(Kkal/kg)  -  Entalpi steam yang masuk boiler (Kkal/Kg)  -  Efisiensi boiler (%)  -  Entalpi steam  keluar boiler (Kkal/Kg)  -  Input turbin (Kkal/Kg)  -  Ouput turbin = input generator (MW)  -  Output generator (MW) .  Catatan : 1 Kkal= 1.16 x 10-3 KWh3   

3.4 

Parameter pengukuran  Parameter yang diukur dalam penelitian ini adalah :    3.4.1   Sub Sistem tungku pembakaran dan boiler  Parameter  yang  diukur  adalah  konsumsi  batu  bara  per  jam  (TPJ)  ,  jumlah  air  umpan (TPJ) dan  jumlah steam yang dihasilkan (TPJ). Data yang dibutuhkan adalah  suhu  air  umpan  (0C),  tekanan  steam  (Kg/cm2  (g)),  suhu  steam  (oC)  massa  udara  aktual  yang  dipasok  (Kg/Kg  bahan  bakar),  kebutuhan  udara  teoritis  (Kg/Kg  bahan  bakar),  suhu  udara  yang dipasok (0C), suhu gas buang (0C), suhu ambien (0C).    3.4.2   Sub Sistem turbin uap  Parameter  yang  diukur  adalah  daya  uap  (MW)  yang  dihasilkan  oleh  perputaran  sudu-sudu  turbin.  Data  yang  diperlukan  meliputi  konsumsi  steam  (TPJ),  tekanan  steam  (bar), suhu steam (0C) dan entalpi steam (BTU/lb).    3.4.3   Sub sistem generator  Parameter yang diukur adalah jumlah daya listrik yang dihasilkan (MW). Data yang  diperlukan adalah besarnya output turbin  yang berupa daya uap (MW) dan output generator  (MW).   

3.5  Metode pengambilan data    3.5.1   Tahap pendahuluan  Pada  tahap  ini  dilakukan  pengelompokan  sumber  data  yang  diperlukan  seperti  kondisi  dan  pola  produksi  steam  pada  boiler  dan  mengidentifikasi  data-data  tersebut.  Setelah  itu  dilakukan  analisi data untuk  mementukan metode pengambilan data dalam  kurun waktu 2 minggu (7-20 April  2012)  sampai  terbentuk  data  yang  berpola.  Sehingga  data  tersebut  dapat  dievaluasi  pada  tahap  pemeriksaan menyeluruh.    3.5.2   Pemeriksaan menyeluruh  Setelah ditemukan metode pengambilan data, selanjutnya dilakukan pemeriksaan menyeluruh  dengan  melakukan  pengamatan  terhadap  alat  ukur  yang  digunakan  dan  melakukan  analisa,  baik  terhadap   alat   yang   digunakan   secara   kontinu  maupun   alat   yang   bersifat  tidak   tetap.   Tahapan  selanjutnya  dari  pemeriksaan  menyeluruh  ini  adalah  melakukan  pemeriksaan  dan  pencacatan  atau  pengambilan data. Pengambilan data dilakukan dengan 2 (dua) cara yaitu :    1. 

Pengumpulan data primer  Pengumpulan  data  primer  dilakukan  dengan  cara  mengumpulkan  dan  menganalisa  data  –   data   yang   dibutuhkan  untuk   setiap   parameter   pada   setiap   sistem   dengan  28

              menggunakan berbagai alat ukur yang terdapat di lapangan. Waktu yang dibutuhkan untuk  pengamatan  dan  pengambilan  data  primer  serta  frekuensi  pengambilan  data  ditentukan  setelah dilakukan tahap pendahuluan yaitu selama 2 minggu (7-20 April) dengan frekuensi  pengambilan data per jam. Data-data yang diambil yaitu :     

2.   

Pengamatan  dan  pengukuran  pada  boiler  uap  dan  data  yang  diambil  adalah  suhu  uap,  tekanan   uap,  suhu  air   umpan,  laju   alir   massa  air  umpan,  laju   alir   massa  batubara.  Selengkapnya  data  yang  akan  digunakan  berdasarkan  parameter  (dalam  uraian  3.3).  Secara  umum,  alat  yang  digunakan  adalah  peralatan  pengukur  daya  listrik,  peralatan  untuk  analisa  pembakaran,  manometer,  termometer,  flowmeter,  tachometer,  alat  pendeteksi  kebocoran  dan  pengukur  lux  serta  alat  yang  terpasang  pada ruang kendali (control room).    Pengumpulan data sekunder 

Data sekunder merupakan data penunjang lainnya yang diperoleh dari pihak instansi  termasuk  data  yang  tidak  dapat  diukur  di  ruang  pengendali  (control  room)  seperti  data  komposisi batubara yang telah diuji di laboratorium oleh pihak instansi.   

3.6 

Pengolahan data dan analisis 

  Uji  kinerja  yang dilakukan  pada  boiler  di  pembangkit listrik  tenaga  uap  ini  dilakukan  pada  setiap  tahapan  yang  telah  ditentukan.  Semua  perhitungan  akhir  energi  dikonversikan  ke  dalam  satuan energi yang sama.    1.   Energi bahan bakar batubara  Energi  bahan  bakar  batubara  dalam  proses  produksi  uap  untuk  menghasilkan  listrik  dapat dihitung dengan persamaan berikut :    EB=MB * LHV  Dimana :  EB  = energi batubara (KJ/jam)  MB  = laju aliran massa batubara (lb/jam)  LHV  = Low Heating Value batubara (KJ/lb)  Pada perhitungan energi bahan bakar batubara, satuan yang digunakan untuk laju aliran  massa adalah lb/jam dikarenakan nilai LHV yang diperoleh memiliki satuan KJ/lb.    2.   Energi oksigen yang terkandung dalam udara  Kebutuhan energi oksigen yang terkandung dalam udara pada proses pembakaran dapat  dihitung dengan persamaan berikut :            Eudara = Mudara *    Dimana :  Eudara  = Energi udara (KJ/jam)  Mudara = laju aliran massa oksigen yang terkandung dalam udara secara teoritis (Kg.mol/jam)  Cpu   = Panas jenis udara (KJ/Kg.mol)  T1  = Suhu reference (298  oK)  T2  = Suhu udara (oK)  29 

                Nilai panas jenis udara merupakan fungsi integral terhadap suhu, nilai Cp dapat dihitung  dengan menggunakan tabel Heat Capacity for Inorganic Compounds and Elements .    3.   Energi air umpan boiler  Kebutuhan  energi air  umpan  boiler  dalam proses  produksi  steam  dapat  dihitung  dalam  persamaan berikut :        Eair = Mair *    Dimana :  Eair  = energi air umpan ketel (KJ/jam)  Cpa  = panas jenis air umpan ketel (KJ/Kg.mol)  T1  = suhu reference (298  oK)  T2  = suhu air umpan ketel (oK)  Nilai  panas  jenis  air  umpan  boiler  merupakan  fungsi  integral  terhadap  suhu,  nilai  Cp  dapat  dihitung  dengan  menggunakan  tabel  Heat  Capacity  for  Inorganic  Compounds  and  Elements .    4.   Energi uap  Energi uap yang dihasilkan dapat dihitung dengan persamaan berikut :    Es = Ms * h  Dimana :  Es   = Energi uap (KJ/jam)  Ms = laju aliran massa uap (Kg/jam)  h  = Entalpi uap pada tekanan dan suhu tertentu (KJ/Kg)    5.   Efisiensi penggunaan energi  Efisiensi  penggunaan  energi  dalam  proses  produksi  uap  panas  (steam)  adalah  sebagai  berikut :    a.   Efisiensi rill  Efisiensi rill yaitu perbandingan antara jumlah energi berguna dengan jumlah energi  input. Energi rill dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :   = (Eberguna  / Ein ) x 100 %  Dimana :  = efisiensi rill (%)  Eberguna   = Energi berguna (KJ/jam)  Ein  = Energi input (KJ/jam)   

 

b.  Efisiensi teknis  Efisiensi   teknis   yaitu   perbandingan   efisiensi   terukur   (      dengan   efisiensi  alat/mesin  terpasang.  Efisiensi  teknis  dapat  dihitung  dengan   persamaan   sebagai  berikut :         /  Dimana : 

    

 

 

  

   ) x 100 %  = Efisiensi teknis (%)  = Efisiensi alat / mesin menurut spesifikasi (%)  = Efisiensi rill (%)  30 

                Setelah  itu  dilakukan  perhitungan  untuk  mengetahui  tingkat  efisiensi  boiler  berdasarkan  tingkat kehilangan (losses) panas dalam boiler. Terdapat beberapa tahapan proses yaitu :    Tahap 1. Menghitung kebutuhan udara teoritis  =[(11,43 x C)+{34,5 x (H2-02/8)}+(4,32 x S)]/100 Kg/Kg bahan bakar    Tahap 2. Menghitung persen kelebihan udara yang dipasok (EA)  =persen O2 x 100/(21-persen O2)    Tahap 3. Menghitung massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS)  ={1 + EA/100} x udara teoritis    Tahap 4. Menghitung seluruh kehilangan panas  i.  Persentase kehilangan panas yang diakibatkan oleh gas buang yang kering    = (m x Cp x (Tf-Ta) x 100) / (CGV bahan bakar )    Dimana 

ii. 

: m  = massa gas buang kering dalam Kg/Kg bahan bakar  m  =  (massa  hasil  pembakaran  kering  /  Kg  bahan  bakar)  +  (massa N2 dalam massa udara pasokan yang sebenarnya).  Cp   = Panas jenis gas  buang (0.23 kkal/kg)   

Persen kehilangan panas karena penguapan air  yang terbentuk karena adanya H2  dalam bahan bakar    =[9 x H2 {584+Cp(Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar    Dimana  : H2  = Persen H2 dalam 1 Kg bahan bakar  Cp  = panas jenis superheated steam (0,45 Kkal/Kg)   

iii.   

Persen kehilangan panas karena penguapan kadar air dalam bahan bakar  =[M {584 + Cp (Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar    Dimana 

iv. 

: M  = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar  Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45  Kkal/Kg)   

Persen kehilangan panas karena kadar air dalam udara  = [AAS x faktor kelembaban x Cp (Tf-Ta) x 100] / GCV bahan bakar  Dimana  :  Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45  Kkal/Kg)   

v. 

Persen  kehilangan  panas  karena  bahan   bakar   yang  tidak  terbakar  dalam  abu  terbang / fly ash  =  [Total  abu  terkumpul  /  Kg  bahan  bakar  yang terbakar   x GCV  abu  terbang  x  100] / GCV bahan bakar    31

                vi. 

Persen  kehilangan  panas  karena  bahan   bakar   yang  tidak  terbakar  dalam  abu  bawah / bottom ash  = [Total abu terkumpul per Kg bahan bakar terbakar x GCV abu bawah x 100]  / GCV bahan bakar   

vii.   

Persen kehilangan panas karena radiasi 

Tahap 5. Menghitung efisiensi boiler (%) dan rasio penguapan boiler  Efisiensi boiler (n)  = 100 – (i + ii + iii + iv + v + vi + vii)  Rasio  penguapan  =  panas  yang  digunakan  untuk  pembangkitan  steam  /  panas  yang  ditambahkan ke steam.    Tahap 6. Menghitung efisiensi turbin uap (%)    Efisiensi total      Dimana :  Output turbin  Input turbin   

= 

    

 

   x 100% 

= energi panas yang digunakan turbin  (Kkal/jam)  = energi panas yang dibutuhkan turbin (Kkal/jam) 

Tahap 7. Menghitung efisiensi generator    Terdapat  beberapa  metode  yang  dapat  digunakan  dalam  menentukan  efisiensi  generator.   Metode   yang   dipilih   tergantung   pada   kondisi   dan   data   yang   tersedia   di  lapangan. Beberapa jenis metode tersebut adalah :     = ( output generator / input generator ) x 100 % 

    Dimana :  Input generator  = output turbin (Watt) = tekanan (N/m2) x debit uap (m3/s)  Output generator = daya listrik yang dihasilkan (Watt)     = ( output generator / input generator ) x 100 % 

  Dimana :  Input generator (Watt)   =  Torsi (N m) x   (rad/s)  Output generator  (Watt)= daya listrik yang dihasilkan                       

32

             

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN      Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  (PLTU)  Energi  Alamraya   Semesta  adalah   PLTU  yang  menggunakan   batubara   sebagai   bahan   bakar.   Batubara   yang   digunakan   adalah   batubara   jenis  bituminus dengan kalori 3575 cal/g dengan kadar air 43.15%.  Siklus  dasar  yang  digunakan  pada  PLTU  adalah  siklus  Rankine,  dengan  komponen  utama  boiler, turbin uap dan generator. Pada siklus Rankine dapat dilihat terjadi proses pemanasan air pada  garis  saturated  yaitu  titik  1-2.  Lalu  air  dipanaskan  hingga  menjadi  uap  jenuh  dan  terus  dipanaskan  hingga  menjadi  uap  kering  2-3.  Setelah  menjadi  uap  kering,  uap  akan  masuk  ke  turbin  dan  terjadi  penurunan  temperatur  pada  entropi  yang  sama  (3-4).  Lalu  uap  akan  didinginkan,  pada  proses  ini  terjadi pelepasan energi ke lingkungan (4-1).                                  Gambar 29. Siklus Rankine pada PLTU Energi Alamraya Semesta    Air   yang   berasal   dari   air   sungai   diproses   dalam   demineralisasi   plant   yang   berfungsi  mengurangi kadar ion hingga mencapai kadar ion dengan konduktivitas 0.2 μv/cm. Air ini ditampung  dalam demin plant dan sebuah stand by yaitu reserved feed water tank dimana sewaktu-waktu air siap  disirkulasi ke sistem.  Air  ini  masuk  ke  kondensor  bercampur  dengan  uap  jenuh  yang  telah  di  spray  dan  telah  menjadi air kondensat pada suhu 40  0C kemudian air dilewatkan dalam daerator , dimana air diberikan  uap panas agar gas oksigen terpisah dan dapat terbuang. Daerator juga memanaskan air hingga 80   0C.  Kemudian air dipompa oleh boiler feed pump ke economizer. Pada economizer terjadi pemanasan tiga  0C  kemudian  253 tingkat  yaitu  tingkatan  pertama  air  mengalami  kenaikan  suhu  sampai  171  0C  dan    0 269    C. Pemanasan air di economizer memanfaatkan gas hasil pembakaran yang bertemperatur tinggi.  Lalu  air  dimasukkan  ke  dalam  steam  drum.  Pada  beban  10  MW,  turbin  membutuhkan  uap  dengan  flow 57  ton/jam.  Karena  uap  yang  terbentuk  masih  berupa  uap  jenuh  maka  uap  dipanaskan  lagi  ke  superheater agar menjadi uap kering dengan suhu 450   0C dan tekanan 53.7 bar yang siap digunakan  untuk memutar turbin.  Uap kering diekspansikan ke high pressure turbine, untuk mengatur putaran pada HP turbine,  terdapat valve yaitu governor yang mengatur pendistribusian uap. kecepatan putar turbin adalah 3000  rpm,  jika  beban  naik  maka  jumlah  steam  yang  dibutuhkan  oleh  turbin  juga  akan  meningkat  untuk  menjaga putaran. Setelah memutar turbin HP, uap diekspansikan lagi di intermediate pressure turbine  dan kemudian langsung masuk ke low pressure turbine tanpa adanya pemanasan ulang (reheat). Pada  sistem  turbin  PLTU  Energi  Alamraya  Semesta  terdapat  2  sistem  ekstraksi  yaitu  ekstraksi  1  yang  terjadi  setelah  uap  memutar  turbin  HP  dan  ektraksi  2  yang  terjadi  setelah  uap  memutar  turbin  IP.  33

              Ektraksi  1  seharusnya  dimanfaatkan  untuk  industri,  namun  karena  tidak  terdapat  industri  di  PT.  Energi Alamraya Semesta   maka ekstraksi 1 ditutup, yang dipergunakan hanya ekstraksi 2 saja yang  digunakan  sebagai  pemanas  air  preheater  dengan  menggunakan  7.5  ton/jam  steam  dan  pemanas  daerator dengan menggunakan 26 ton/jam steam. Sedangkan setelah memutar turbin LP uap langsung  masuk  ke  kondensor  dan  terkondensasi  menjadi  air.  Uap  yang  terkondensasikan  menjadi  air  adalah  22.72 ton/jam steam.                                              Gambar 30. Dearator di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta                                            Gambar 31. PLTU Energi Alamraya Semesta              34

                                                                Gambar 32. Sistem boiler di PLTU Energi Alamraya Semesta                                                    Gambar 33. Sistem turbin pada PLTU Energi Alamraya Semesta    HP  turbine,  IP  Turbine  dan  LP  Turbine  dikopel  pada  satu  poros  untuk  memutar  generator  yang menghasilkan listrik. Berdasarkan spesifikasi, daya yang dihasilkan oleh PLTU Energi Alamraya    35

              Semesta  adalah  15  MW,  tetapi  dikarenakan  alasan  umur  ekonomis  mesin,  daya  maksimal  yang  dibangkitkan hanya 11 MW.  Komponen  utama pada PLTU Energi Alamraya Semesta adalah  boiler  dengan ruang bakar  tipe travelling grate, turbin uap, dan generator.   

4.1 

Tungku pembakaran dan boiler 

  Boiler  merupakan  peralatan  utama  yang  diperlukan  dalam  proses  konversi  energi  panas  pembakaran bahan bakar menjadi energi kinetis uap. Pada PLTU Energi alamraya Semesta tipe boiler  yang digunakan adalah Water pipe boiler wth traveling grate dengan tipe tungku pembakaran adalah  spreaderstoker yang mempunyai tekanan maksimum steam yang dihasilkan   60 bar dan temperature  maksimum steam 4800C.  Batubara  diumpankan  ke  ujung  grate  baja  yang  bergerak.  Ketika  grate  bergerak  sepanjang  tungku,  batubara  terbakar  sebelum  jatuh  pada  ujung  sebagai  abu.  Diperlukan  tingkat  keterampilan  tertentu, terutama dalam  menyetel rate dan  damper  udara  untuk menjamin pembakaran yang bersih  serta menghasilkan seminimal mungkin jumlah karbon yang tidak terbakar dalam abu. Hopper umpan  batubara memanjang di sepanjang seluruh ujung umpan batubara pada tungku. Sebuah grate batubara  digunakan  untuk  mengendalikan  kecapatan  batubara  yang  diumpankan  ke  tungku  dengan  mengendalikan  ketebalan  bed  bahan  bakar.  Ukuran  batubara  harus  seragam  sebab  bongkahan  yang  besar tidak akan terbakar sempurna pada waktu mencapai ujung grate.  Boiler terdiri dari kumpulan pipa-pipa yang berjejer secara vertikal membentuk dinding yang  berfungsi  sebagai  tempat  penguapan  air.  Pipa-pipa  ini  dipanaskan  oleh  boiler  dimana  panas  yang  diberikan merupakan hasil dari pembakaran bahan bakar batubara dan udara pembakaran.                                        Gambar 34. Boiler di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta    Dalam menjalankan tugasnya, boiler ditunjang oleh komponen-komponen sebagai berikut :  a. 

Ruang  bakar  (furnace)  adalah  bagian  dari  boiler  yang  dindingnya  terdiri  dari  pipa-pipa  air,  sedangkan  pada sisi bagian  depan  terdapat sembilan  buah  burner  yang letaknyaterdiri dari tiga    36

              tingkat  tersusun  mendatar  yang  berfungsi  untuk  pembakaran.  Pembakaran  residu  ini  disertai  dengan  aliran  udara  panas,  sedangkan  gas  bakar  panas  yang  keluar  dari  ruang  bakar  dipakai  untuk memanaskan air pre heater dan selanjutnya disalurkan ke cerobong untuk dibuang.  b. 

Dinding  pipa(WaterTubes)  merupakan  dinding  yang  berada dalam  ruang  bakar  yang  berfungsi  sebagai tempat penguapan air, dinding ini berupa pipa-pipa berisi air  yang berjajar vertikal. 

c. 

Steam drum adalah suatu alat pada boiler yang berfungsi sebagai tempat penampungan uap hasil  dari proses penguapan di dalam boiler. 

d. 

Super heater adalah suatu alat yang digunakan untuk memanaskan lebih lanjut steam dari boiler  sehingga  menjadi  uap  kering.  Pemanas  untuk  superheater  diambil  dari  panas  gas  buang  hasil  pembakaran di ruang bakar  (furnace). 

e. 

Ekonomizer berfungsi  menyerap panas dari flue gas sehingga air dalam ekonomizer lebih panas.  Flue gas adalah gas panas yang keluar dari ruang bakar (furnace) dan masih mengandung banyak  kalori,  maka  diusahakan   untuk  mengeluarkan   kalori  dari  flue  gas.   Panas  yang  diserap  ini  diperlukan  untuk meningkatkan  efisiensi ketel dan  juga agar  tidak terjadi perbedaan  suhu yang  terlalu besar di dalam boiler yang dapat mengakibatkkan keretakan pada dinding boiler. 

f. 

Air preheater atau yang disebut dengan pemanas udara awal berfungsi untuk memanaskan udara  pembakaran dari forced draft fan (FD Fan) yang dilewatkan melalui  steam coil heater sebelum  masuk ke boiler. 

g. 

Steam  coil  Air  Heater  terletak  antara  air  preheater  dengan  forced  draft  fan  dimana  alat  ini  berfungsi sebagai penguat panas udara awal sebelum udara masuk ke air pre heater dan menjaga  temperatur gas panas sebelum keluar dari cerobong. 

h. 

Soot Blower berfungsi untuk menyemprotkan uap kedalam ruang bakar sehingga membersihkan  heat recovery area, antara lain economizer, superheater, dan lainnya saat beroperasi. 

i. 

Cerobong (Stack) berfungsi untuk menyalurkan gas buang hasil pembakaran diruang bakar untuk  dilepaskan ke atmosfir.                                          Gambar 35. Boiler dengan ruang bakar tipe travelling grate    37

              Dari 

hasil   pengamatan   dan   perhitungan,   diperoleh   persentase   kehilangan   panas   yang 

diakibatkan  oleh  gas  cerobong  yang  kering  sebesar  3.68%,  kehilangan  panas  karena  penguapan  air  yang  terbentuk  karena  H2  dalam  bahan  bakar  sebesar  5.435%,  kehilangan  panas  karena  penguapan  kadar  air  dalam  bahan  bakar  0.121%, 

kehilangan  panas  karena  adanya  radiasi  sebesar  2%  dan 

kehilangan   panas   yang   diakibatkan   oleh   kehilangan   panas   karena   kadar   air   dalam   udara   dan  kehilangan   lain   yang   tidak   terhitung   sebesar   4.764%.   Berdasarkan   besarnya   kehilangan   panas,  diperoleh  efisiensi  boiler  sebesar  84%.  Sedangkan  efisiensi  pembakaran  berdasarkan  penggunaan  energi input yang berupa batubara, gas buang turbin, dan  air umpan  serta energi output yang berupa  steam,   diperoleh   efisiensi   sebesar   75 

%.   Hal   ini   terbukti   berdasarkan   data   dilapangan   yang 

menggunakan  12  ton  batubara  dengan  kadar  air  43%.  Jika  kandungan  kadar  air  dapat  diturunkan, 

 

maka penggunaan batubara adalah 6.2 ton per jam.      Tabel 1. Neraca energi pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam)        Energi input  output      Total input  udara  (steam)  Tanggal  batubara  (x108)  8  6  8    (x10 )  (x10 ) 

    Efisiensi 

7 

1.91 

2.45 

3.86 

2.32 

1.43 

61.63% 

8 

2.08 

2.44 

3.72 

2.47 

1.83 

74.08% 

9 

2.11 

2.38 

3.12 

2.44 

1.84 

75.40% 

10 

2.09 

2.50 

3.33 

2.44 

1.86 

76.22% 

11 

2.12 

2.56 

3.18 

2.46 

1.85 

75.20% 

12 

2.19 

2.34 

3.20 

2.53 

1.85 

73.12% 

13 

2.12 

2.24 

3.98 

2.54 

1.92 

75.59% 

14 

2.18 

2.45 

3.33 

2.53 

1.89 

74.70% 

15 

2.19 

2.41 

3.16 

2.53 

1.98 

78.26% 

16 

2.15 

2.28 

3.21 

2.49 

1.87 

75.10% 

17 

2.15 

2.46 

3.45 

2.51 

1.89 

75.29% 

18 

2.19 

2.37 

3.96 

2.60 

1.93 

74.23% 

19 

2.24 

2.52 

3.28 

2.59 

1.88 

72.58% 

20                               

2.19 

2.47 

3.29 

2.54 

1.91 

75.19% 

38 

konsumsienergi(x108)KJ/jam 

              3    2,5    2    1,5  Input  1 

Output 

0,5    0  7 

8 

9 

10   11   12   13   14   15   16   17   18   19   20  Tanggal   

Gambar 36. Grafik energi input dan output pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam)      Konsumsi batubara dan beban yang dihasilkan dalam kurun waktu (7-20 April) dapat dilihat  dalam kurva efisiensi berikut ini.      14    12    10    8    6    4 

  Load (MW)  Batubara (ton/h)  Efisiensi 

  2    0  Tanggal (7‐20 April)    Gambar 37. Grafik efisiensi dengan hubungan pemakaian batubara dan beban yang dihasilkan      Jika  dibandingkan  dengan  hasil  penelitian  efisiensi  energi untuk  Combustion  Chamber  PT.  PUPUK KUJANG  yang dilakukan oleh  Hera Pratiwi (2008) dengan menggunakan  gas alam sebagai  bahan  bakar  di  dapatkan  nilai  efisiensi  sebesar  85.1  % 

sedangkan  pada  PLTU  Energi  Alamraya 

Semesta diperoleh efisiensi boiler sebesar 84 %.                39 

             

4.2 

Turbin 

  Turbin uap menghasilkan putaran karena adanya aliran uap yang tetap yang masuk ke nozzle  dan  ditekan  dengan  tekanan  rendah.  Uap  tersebut  masuk  steam  jet,  disini  kecepatan  uap  dinaikkan,  sebagian  dari  energi  kinetik  dari  uap  tersebut  dikirim  ke  sudu-sudu  turbin  yang  mengakibatkan  terdorongnya  sudu-sudu  turbin  untuk  berputar.  Kecepatan  putar  pada  PLTU EAS  adalah  3000  rpm,  semakin  tinggi  beban  konsumen,  maka  kebutuhan  uap  untuk  mempertahankan  putaran  turbin  akan  semakin besar.  Besar dan kecilnya beban sangat berpengaruh sekali terhadap uap yang akan dihasilkan, bila  beban cukup tinggi, maka jumlah uap yang dibutuhkan juga besar dan sebaliknya. Pengaturan jumlah  uap yang masuk ke dalam turbin ini dilakukan oleh control valve yang bekerja secara otomatis. Turbin  uap pada PLTU Energi Alamraya Semesta mempunyai 3 tingkatan :      1.  Turbin Tekanan Tinggi (High Pressure Turbine)  2. Turbin Tekanan Menengah (Intermediate Pressure Turbine)  3. Turbin Tekanan Rendah (Low Pressure Turbine)                                          Gambar 38. Turbin uap di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta    Prinsip kerja dari turbin uap adalah uap kering dari super heater yang mempunyai temperature  dan  tekanan  tinggi  yang  dialirkan  ke  turbin  tekanan  tinggi.  Di  dalam  turbin  ini  terdapat  sudu-sudu  tetap   dan   sudu-sudu   gerak   yang   mempunyai   bentuk   sedemikian   rupa   sehingga   akan   dapat  mengekspansikan  uap.  Energi  uap  yang  diterima  oleh  sudu-sudu  turbin  digunakan  untuk  menggerakkan poros turbin. Disini terjadi perubahan energi, maka temperatur uap akan turun. Setelah  itu  uap  masuk  ke  intermediate  pressure  turbine  dan  akan  menggerakkan  sudu-sudu  intermediate  pressure  turbin  dan  low  pressure  turbine,  sehingga  dari  gerakan  sudu-sudu  ini  akan  memperkuat  gerakan  poros  turbin.  Setelah  memutar  turbin  HP  uap  diekstraksikan  (tahap  2),  tetapi  uap  hasil  ekstraksi   tidak   terpakai   karena   dikhususkan   untuk   industri   sedangkan   PLTU   Energi   Alamraya  40

              Semesta tidak memiliki industri. Setelah memutar turbin IP terjadi ekstraksi tahap 2 yang digunakan  untuk  memanaskan  pre  heater  dan  daerator  ,  terakhir  setelah  memutar  turbin  LP  uap  terkondensasikan  di  dalam  kondensor.  Pada  beban  10  MW  yang  membutuhkan  57  ton  steam  untuk  menjaga putaran turbin pada 3000 rpm, 7.5 ton di supply ke pre heater, 26 ton ke daerator dan 22.72  ton terkondensasi menjadi air yang akan di supply kembali ke boiler.      Tabel 2. Neraca energi pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 (BTU/jam)  Flow steam  (lb/jam) 

Tanggal 

Daya input                Daya  output  MW                         MW 

  Efisiensi 

91 986.74 

9.54 

7.05 

73.89% 

8 

117 786.34 

12.21 

9.42 

77.14% 

9 

118 400.88 

12.28 

9.39 

76.46% 

10 

119 658.59 

12.41 

9.42 

75.90% 

11 

118 740.08 

12.31 

9.37 

76.11% 

12 

119 207.04 

12.36 

9.75 

78.88% 

13 

123 196.03 

12.77 

9.36 

73.29% 

14 

121 682.81 

12.62 

9.68 

76.70% 

15 

127 330.39 

13.20 

9.77 

74.01% 

16 

120 308.37 

12.47 

9.45 

75.78% 

17 

121 328.19 

12.58 

9.52 

75.67% 

18 

123 878.85 

12.84 

9.70 

75.54% 

19 

120 960.35 

12.54 

9.98 

79.58% 

20     

122 991.18 

12.75 

9.72 

76.23% 

Daya(MW) 

7 

14    12    10    8    6    4 

Input  Output 

  2    0  7 

8 

9 

10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  Tanggal   

Gambar 39. Grafik energi input dan output pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 (BTU/jam)    41 

              Setelah  dilakukan  perhitungan  berdasarkan  kondisi  di  lapangan  maka  diperoleh  efisiensi  konversi energi di turbin  sebesar  74 %. Dengan menggunakan   entalpy steam  yang masuk ke boiler  (h3)  dan  membandingkan  dengan  keadaan  adiabatis  sistem  berdasarkan  siklus  Rankine,  diperoleh  efisiensi sebesar  76% .  Sedangkan  efisiensi pemanfaatan  energi di turbin hanya 30 %, artinya hanya  30% energi panas steam yang digunakan untuk memproduksi listrik, selebihnya  steam terkondensasi  kembali menjadi air. Dimana sebesar 7.84% atau 1 MW merupakan daya yang hilang setelah overhaul  dan  13.72%  merupakan  energi  lain  yang  hilang  karena  penyesuaian  beban  dengan  PLN,  dan  seal  bearing (balancing box) serta dipengaruhi oleh umur ekonomis mesin.      4.3  Generator    Generator berfungsi untuk mengkonversi energi mekanik (energi poros) dan turbin menjadi  energi listrik dengan menyatukan poros generator dan poros turbin dengan cara di kopel. Poros turbin  dihubungkan  dengan  poros  generator  menggunakan  kopling  tetap.  Dari  generator  terjadi  perubahan  energi , dari energi mekanis menjadi energi listrik.  Pada PLTU Energi Alamraya Semesta generator yang digunakan adalah TDG 155/185/72-5  dengan putaran 3000 rpm.   Berdasarkan perhitungan, diperoleh nilai efisiensi untuk generator sebesar  86.03%. Generator arus bolak-balik pada prinsipnya terdiri atas 2 bagian utama, yaitu :  a. 

Rotor adalah bagian generator yang berputar. Pada rotor terdapat kumparan konduktor sebagai  pembangkit medan magnet utama. Medan magnet ini timbul karena adanya arus yang mengalir  pada kumparan rotor yang diperoleh dan exciter. Jika rotor berputar, maka medan magnet akan  memotong kumparan jangka stator, sehingga timbul gaya gerak listrik (GGL), yang kemudian  disalurkan ke terminal generator. 

b. 

Stator adalah bagian dari generator yang tidak bergerak (statis). Pada stator generator terdapat  peralatan-peralatan sebagai berikut :  ‐ 

Rumah  generator  berfungsi  untuk  melindungi  komponen  yang  ada  di  dalamnya,  juga  berfungsi  sebagai  tempat  melekatnya  inti  dan  belitan,  konduktor  serta  terminal  dari  generator itu sendiri. 

‐ 

Resistance   temperature   detector,   temperatur   belitan   stator   diukur   untuk   kumparan  pengukur   sebanyak 12 buah, yang terpasang antara bagian atas dan bagian bawah dan  belitan bagian dalam. Tahanan pengukur suhu dibuat dan bahan tembaga murni. 

‐ 

Sistem  ventilasi  terdapat  pada  stator  dan  berbentuk  multiradial,  sehingga  di  dapatkan  suatu pendingin temperatur axial yang rata. Untuk tujuan yang sama, rotor di dinginkan  melalui lubang angin  yang berbentuk radial dilengkapi dengan  celah-celah  ventilasi di  dalam gerigi rotor dan letaknya dibawah alur. 

‐ 

Spane   heater   berfungsi   untuk   mencegah   pengembunan   dan   kelembaban   selama  pemakaian mesin berhenti untuk jangka waktu lama.            42

                                            Gambar 40. Generator PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta    Tabel 3. Neraca energi pada sub sistem generator BBC TDG 155/185/72-5 (MW) April 2012  Daya input  Kec. Putar (Rpm) / daya 

Daya output 

7 

2424 / 8.24 MW 

7.05 

85.24 % 

8 

3007 /  11.06 MW 

9.42 

85.17 % 

9 

3007 / 11.06 MW 

9.39 

84.90 % 

10 

3007 / 11.06 MW 

9.42 

85.17 % 

11 

3007 / 11.06 MW 

9.37 

84.71 % 

12 

3006 / 11.06 MW 

9.75 

88.15 % 

13 

3007 / 11.06 MW 

9.36 

84.62 % 

14 

3009 / 11.07 MW 

9.68 

87.44 % 

15 

3009 / 11.07 MW 

9.77 

88.25 % 

16 

3008 / 11.07 MW 

9.45 

85.36 % 

17 

3008 / 11.07 MW 

9.52 

85.99 % 

18 

3008 / 11.07 MW 

9.70 

87.62 % 

19 

3007 / 11.06 MW 

9.98 

90.23 % 

Tanggal 

(Load)                 Efisiensi 

20  3006 / 11.06 MW  9.72  87.88 %      Sistem   kerja   generator  yang  beroperasi   di   PT.   Energi   Alamraya   Semesta   adalah  menggunakan energi putar poros yang diteruskan oleh turbin sehingga menghasilkan daya serta sistem  yang  digunakan  adalah  base  load  yaitu  beban  generator  disesuaikan  dengan  kebutuhan  konsumen  /  sinkron dengan PLN.  Kebutuhan energi input dan jumlah energi output yang dihasilkan oleh generator seperti yang  terlihat pada tabel  3  dapat disajikan  dalam  bentuk  grafik  seperti  yang terlihat  pada gambar  dibawah  ini.          43 

              12    10    Power(MW) 

8    6  Input  Output 

4 

  2    0  7 

8 

9 

10   11   12   13   14   15   16   17   18   19   20  Tanggal   

Gambar 41. Hubungan antara daya input (MW) dengan daya listrik (MW) yang dihasilkan    Efisiensi generator  dipengaruhi  oleh  beban  pemakaian  konsumen  dan  peran  operator  dalam  menangani  proses  saat  terjadinya  penurunan  dan  kenaikan  beban  konsumen  maupun  jika  terjadi  gangguan.  Berdasarkan  hasil  perhitungan  menurut  kondisi  di  lapangan,  kinerja  generator  di  Energi  Alamraya Semesta telah cukup baik.      4.4  Condenser  Condenser   merupakan   salah-satu   komponen   utama   dari   PLTU   yang   berfungsi   untuk  mengkondensasikan  uap  keluaran  turbin  menjadi  air  dengan  pendinginan.  Agar  proses  kondensasi  tersebut efisien, maka tekanan di condenser harus rendah (divakumkan). Kevakuman pada condenser  di  dapatkan  dengan  cara  menghisap  ruang  condenser  dengan  Steam  Jet  Air  Ejector.  Kondensasian  disebut   air   kondensat   (condensate   water).   Air   kondensat   masih   mengandung   sedikit   O2.   Air  ditampung di  hotwell dan  dialirkan  kembali ke siklusnya. Udara dan  gas-gas  yang terkondensasikan  dikeluarkan  oleh  steam  jet  air  ejector.  Hal  ini  dilakukan  sebab  ada  kemungkinan  ada  udara  yang  terbawa.                          Gambar 42. Sistem kondensasi PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta      44 

             

4.5 

Peralatan Penunjang 

  Peralatan  penunjang   merupakan  peralatan  yang  digunakan untuk  menunjang  aktivitas  atau  operasional  PLTU Energi Alamraya Semesta.  Peralatan penunjang  yang digunakan pada PLTU  Energi Alamraya Semesta adalah :  a.   Condensate Pump  Berfungsi   sebagai   pemompa   air   kondensat   untuk   diproses  di   low  pressure   heater.  Tersedia 1 unit condensate pump yang digunakan pada PLTU Energi Alamraya Semesta  dengan kapasitas 53 m3/jam dan daya yang dibutuhkan untuk masing-masing unit adalah  15 KW.    b.   Circulating Water Pump (CWP)  Berfungsi  untuk  memompa  air  masuk  ke  condenser  sebagai  arus  pendingin,  tersedia  1  unit dengan daya yang dibutuhkan sebesar 90 KW dengan menggunakan 1 unit ejection  water pump yang membutuhkan daya sebesar 18.5 KW.    c.   Make Up Water Tank  Berfungsi  sebagai  tempat  untuk  menampung  air  yang  dihasilkan  oleh  water  treatment  equipment.  Make  up  water  transfer  pump  membutuhkan  daya  sebesar  30  KW  serta  memiliki fungsi untuk memompa air dan  make up water tank  ke kondenser  sebagai air  penambah.    d.   Boiler Feed Pump (BFP)  Berfungsi  untuk  memompa  air  dari  daerator  menuju  boiler  dengan  pressure  57  bar,  membutuhkan daya sebesar 15 kW dan 1 unit spray raw water pump yang membutuhkan  daya 22 KW.      e.   Vacuum Pump  Berfungsi  untuk  mengeluarkan  udara  yang  terjebak  di  dalam  air  pendingin  kondensor,  sehingga sistem pendingin dalam   kondensor menjadi   sempurna. Daya yang dibutuhkan  18.5 KW      f.  Steam jet Air Ejector  Berfungsi untuk mempertahankan kondisi vakum tekanan uap dalam  kondensor.      g.   Economizer  Berfungsi untuk memanaskan air pengisi boiler yang lewat di dalamnya.      h.   Daerator  Berfungsi  untuk  memanaskan  air  pengisi  boiler  dan  untuk  menghilangkan  udara  yang  terkandung didalam air.        45

              i. 

Main Stop Valve  Berfungsi untuk membuka dan menutup uap yang masuk ke dalam turbin dan dilengkapi 

j. 

dengan bypass main stop valve.      High Pressure heater (HP Heater)  Berfungsi  untuk  memanaskan  air  pengisi  boiler  yang  dilewatkan  ke  dalamnya.  Panas 

tersebut berasal dari uap ekstraksi pertama dan kedua.      k.   FD Fan  Berfungsi untuk mensupply udara guna proses pembakaran bahan bakar dan mendorong  flue gas keluar  dari ruang bakar  (burner) dan  ditempatan  pada lubang-lubang udara ke  pemanas awal udara sehingga keseluruhan sistem sampai lubang masuk cerobong berada 

l. 

pada tekanan positif. IDF=315 KW, PAF=250 KW, SAF=160 KW      Cooling Tower  Berfungsi  untuk mendinginkan  uap dan  turbin  yang  telah  dikondensasi dari  condenser. 

Pompa membutuhkan daya 2x160 KW      m.  Oil pump  Berfungsi  untuk  lubricating  oil  dan  oil  vapor  extractor  dengan  membutuhkan  daya  masing-masing 40 KW dan 0.48 KW.      Besarnya  daya  yang  digunakan  dalam  pengoperasian  komponen  penunjang  adalah  1.3  MW,  sehingga  besarnya  beban  yang  di  distribusikan  ke  konsumen  adalah  selisih  dari  total  daya  yang  dihasilkan dengan total daya yang digunakan dalam pengoperasian (pemakaian sendiri).  Besarnya net efficiency berdasarkan total penggunaan pembangkit, contoh kasus pada beban 10  MW adalah 87%. Daya sebesar 8.7 MW merupakan daya total yang dijual ke PLN dengan harga jual  Rp. 700 ,- per KWh.                                      46

             

V. KESIMPULAN DAN SARAN     

1. 

2. 

3. 

4. 

5. 

6. 

1.  2. 

3.  4.  5. 

6. 

Kesimpulan yang dapat diambil dari hasil penelitian ini adalah sebagai berikut :    Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  (PLTU)  di  PT. Energi  Alamraya  Semesta  merupakan  PLTU  dengan  produksi  listrik  maksimal  10  MW,  sebesar  1.3  MW  adalah  listrik  yang  digunakan  untuk   operasional   PLTU   sedangkan   sisanya   dijual   ke   PLN   untuk   di   distribusikan   ke  masyarakat pengguna  (konsumen).  Sub sistem atau komponen  utama PLTU ini adalah  boiler  tipe traveling grate, turbin 3 tingkat (high pressure, intermediate pressure dan low pressure),  dan generator.  Bentuk energi yang digunakan pada proses produksi listrik adalah energi uap yang bersumber  dari energi bahan bakar berupa batubara jenis bituminus dengan nilai GCV 3575 cal/g, energi  panas hasil ekstraksi turbin, dan energi air umpan ketel (boiler). Pengoperasian boiler ini pada  beban  10  MW  membutuhkan  steam  53  ton  /  jam  dengan  pressure  53.7  bar  dan  temperature  445OC.  Untuk  memproduksi  listrik  10  MW  per  jam,  dibutuhkan  11.19  ton  batubara,  tetapi  dalam  kondisi aktual batubara yang di supply sebanyak 12 ton per jam pada kadar air 43%. Jika kadar  air dalam batubara menurun sampai kadar air 15-20 %, hanya dibutuhkan 6.20 ton batubara per  jam.  Pembakaran pada ruang bakar tidak sempurna. Hal ini timbul dari kekurangan udara udara atau  kelebihan  bahan  bakar  dan  pendistribusian  bahan  bakar  yang  kurang  efektif.  Hal  ini  dapat  terlihat dari warna asap yang bewarna kecoklatan.  Rata-rata  efisiensi  kerja  turbin  uap  selama  bulan  April  2012  adalah  79.58  %,  untuk  efisiensi  kontruksi   boiler   adalah   84%   yang  mendekati   efisiensi   spesifikasi   86%,   sedangkan   untuk  tungku  atau  ruang  bakar  dengan  output  steam  diperoleh  efisiensi  sebesar  75%  dan  untuk  efisiensi generator diperoleh sebesar 86 %.  Secara  keseluruhan  diperoleh  efisiensi  total  pemanfaatan  energi  (steam)  untuk  PLTU  Energi  Alamraya  Semesta  adalah  18%.  Hal  ini  terjadi  karena  energi  (steam)  yang  dihasilkan  hanya  digunakan untuk memproduksi listrik saja, karena tidak ada industri yang memanfaatkan steam  sehingga  steam terkondensasikan kembali menjadi air.    Saran yang dapat diberikan berdasarkan kondisi di lapangan adalah :    Sistem pembakaran harus diperbaiki untuk meningkatkan efisiensi pembakaran sehingga dapat  mengurangi penggunaan bahan bakar.  Pemanfaatan panas buang cerobong untuk pengeringan dan pemanasan awal batubara sehingga  dapat meningkatkan nilai pembakaran / Gross Calorific Value (GCV) serta dapat mengurangi  pemakaian batubara.  Melakukan  analisis  ultimate  terhadap  batubara  sebelum  di  distribusikan  ke ruang  bakar  oleh  coal feeder.  Memindahkan ekstraksi 1 ke ekstraksi 2   untuk memudahkan pengontrolan jumlah steam yang  masuk ke preheater dan ke daerator.  Membuka valve PAF (primary fan) sebesar  40 % dan  untuk SAF 26  % pada pembakaran  12  ton batubara / jam. karena perbandingan PAF dan SAF untuk pembakaran ideal adalah 60 : 40.  (lampiran 3).  Menggunakan oxigen analyzer untuk mengontrol kandungan oksigen di ruang bakar sehingga  dapat mencapai pembakaran yang ideal.  47

              7. 

Menggunakan  reheater untuk meningkatkan  kembali  temperature steam yang akan masuk ke  intermediate turbine sehingga dapat meningkatkan  efisiensi karena menaikkan suhu pada uap  hasil ektraksi.                                                                                                                48

             

DAFTAR PUSTAKA      Agriculture and Agri-Food. 2001.  Heat recovery for Canadian food and beverage industries, Canada  Alamanda,  Deni.  2000.  Menekan  kerusakan  lingkungan  PLTU  Batu  bara.  Majalah  Patra  Propen-  Pertamina. Jakarta.  Arismunandar, Wiranto. 2004. Penggerak Mula Turbin. ITB. Bandung.  Book 2, 2004. Bureau of Energy Efficiency. Energy Efficiency in Thermal Utilities.  Cengel, Yunus A., dkk. 2002. Thermodynamic Fourth Edition. McGraw-Hill.  CIBO. 1997. Energy Efficiency Handbook. Council of Industrial Boiler Owners. Burke.  Djokosetyardjo. M.J. 1987. Ketel Uap. PT.Pradnya Paramita. Jakarta.  Hartono, Adhi. 2011. Cara kerja PLTU „INDOBANGUN PROJECT  .http://www.  Cara kerja PLTU  „INDOBANGUN PROJECT .html. [2 April 2012]  http://www.engineeringtoolbox.com [Senin, 2 April 2012]  http://www.scribd.com/doc/35222816/Efisiensi-Boiler-CRM [Senin, 2 April 2012]  http://imambudiraharjo.wordpress.com/2009/03/06/teknologi-pembakaran-pada-pltu-batubara/  [Rabu,  4 April 2012]  http://digilib.petra.ac.id/viewer.php?page=21&submit.x=28&submit.y=11&submit=next&qual=low&  submitval=next&fname=%2Fjiunkpe%2Fs1%2Felkt%2F2003%2Fjiunkpe-ns-s1-2003-23498028-  5268-pltu-chapter2.pdf [Rabu, 4 April 2012]  http://www.energyefficiencyasia.org [Rabu, 4 April 2012]  Jackson, J. James. 1980. Steam Boiler Operation. Prentice-Hall Inc., New Jersey.  Kadir, Abdul. 1995. Energi. UI- Press. Jakarta.  Kern, Q. Donald. 1965. Process Heat Transfer. The McGraw-Hill Book Company, Inc. Singapore.  Kulshrestha, S. K. 1989. Termodinamika Terpakai, Teknik Uap dan Panas. UI-Press. Jakarta.  Kosan Idemitsu. 2003. Material Presentasi. Co., Ltd. Japan.  Perry.   1984.   Perry’s   Chemical   Engineers’Handbook   sixth   Edition.   McGraw-Hill   International  Edition. Kosaido Printing Co.,Ltd. Japan  Perusahaan  Umum  Listrik  Negara.  1987.  Standar  Operasi  Pusat  Listrik  Tenaga  Uap  Bagian  Dua  :  Faktor-Faktor Pengusahaan, SPLN 62 – 2: 1987.  Perusahaan Umum Listrik Negara. 2009. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN).  Polimeros, George. Energy Kogenerasi Handbook, Industrial Press Inc.  Pratiwi,  Hera.  2009.  Audit  Energi  pada  Proses  Produksi  Pupuk  Urea  di  PT.  PUPUK  KUJANG  Cikampek Jawa Barat. Skripsi. Fakultas Teknologi Pertanian, Institut Pertanian Bogor. Bogor.  Saadat, Basuki. 1991. Power System Analysis. Mc Graw Hill Inc, Singapore.  Sewatama. 2011. Coal Fired Power Station Course. Jakarta  Shields, Carl D. 1961.  Boilers. McGraw Hill Book Company. U.S.  Smith,   J.M.,   dkk.   1996.   Introduction   to   Chemical   Engineering   Thermodynamics.   McGraw-Hill  Chemical Engineering Series. The McGraw-Hill Companies, Inc. Singapore.  Tim penyusun, Departemen Teknik Mesin dan Biosistem, IPB. 2010. Modul Praktikum Motor Bakar.  Bogor    49

              University of Missouri, 2004.  Energy Management-Energizing Mizzou. Colombia  United Nations Environment Programme  (UNEP). 2006. Boilers and Thermic Fluid Heaters. Badan  Produktivitas Nasional. India  Wahyudi. 2002. Bahan Kuliah Termodinamika Dasar. Universitas Muhammadiyah. Yogyakarta  Yaws.   1996.   Handbook   of   Thermodynamic   Diagrams,   Volume   4   :   Inorganic   Compounds   and  Elements. Houston, Texas.  Zuhal. 1995. Ketenagalistrikan Indonesia. PT. Ganeca Prima. Jakarta.                                                                                                  50

                                                             

LAMPIRAN                                                                  51

 

          Lampiran 1. Contoh perhitungan efisiensi ketel uap (boiler)        Efisiensi tungku pembakaran berdasarkan input batubara dan output uap (steam)    Batubara    Coal flow  = 13 ton/jam = 28,700.44 lb/jam    Energi batubara  = 7641.60 KJ/lb x 28,700.44 lb/jam =2.19 x 108 KJ/jam.    Udara    Total flow udara   = 22 622 Kg/jam    Tout preheater  = 400 K    Tin  = 300 K  Entalpi udara 

= (400.98 – 305.22) KJ/Kg (sumber:Cengel, Thermodynamic Fourth Edition, Table A-17) 

Energi oksigen  = 22 622 Kg/jam x 95.76 KJ/Kg = 2.16 x 106 KJ/jam.    Air umpan ketel    Flow air  = 56.286 ton/jam    T0  = 250C  T1 

= 1700C 

Entalpi H2O 

= (718.96 – 103.96) KJ/Kg (sumber:Cengel, Thermodynamic Fourth Edition, Table A-4) 

Energi air umpan boiler  Uap (steam)    Steam flow    Steam pressure    Steam temperature    Huap  Energi uap    Energi input   

Energi output    Efisiensi 

 

Kg

  56 286 jam x 615 KJ/jam 

   

3.46 x 107 KJ/jam.

= 53.1 ton/jam  = 53.2 bar  = 446oC = 719 K  = 3,433 KJ/Kg (sumber : Ketel uap, Tabel 2. Uap yang dipanaskan lanjut)  = 53.1 ton/jam x 103 x 3,433 KJ/Kg = 1.82 x 108 KJ/Kg  = energi batubara + energi udara + energi air umpan  = (2.19 x 108 KJ/jam) + (2.16 x 106 KJ/jam) + (3.46 x 107 KJ/jam)    = 2.55  x 108 KJ/jam.    = energi uap = 1.82 x 108 KJ/jam  = 1.82 x 10 8  KJ/jam  2.55 x 108 KJ/jam    100%   71.37 %       

52

          Efisiensi boiler (kontruksi)    Jenis boiler : Berbahan bakar batubara    Analisis Ultimate batubara    C  :38.20 persen    H2  :3.45 persen 

 

GCV batubara 

:3575 Kkal/Kg 

persentase oksigen 

:1 persen 

S 

:0.13 persen 

persentase CO2 

:- 

O2 

:1.8   persen 

Tf (suhu gas buang) 

: 120 C 

Ta (suhu lingkungan) 

: 27 C 

RH   

: 0.018 Kg/Kg dry air 

Tahap 1. Kebutuhan udara teoritis    = [(11.43 x 38.20) + (34.5 x (3.45-1.8/8)) + (4.32 x 0.13)] / 100    = [436.626 + (34.5 x 3.225) + 0.561] / 100    = 5.48 Kg udara/Kg bahan bakar    Tahap 2. Persen udara berlebih yang dipasok (EA)    = (1 x 100) / (21-1)    =5%    Tahap 3. Massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS)    = [ 1 + 5/100] x 5.48    = 5.754 Kg udara / Kg batubara    Tahap 4. Total kehilangan panas    i.  Persentase kehilangan panas karena gas kering cerobong    m  = massa CO2 + massa SO2 + massa N2 + massa O2    5.754   77  = 0.382    44     

 

-3  = 1.40 + 2.6 x 10  + 4.430 + 0.32 = 6.152 Kg/Kg batubara   

= 6.152   0.23     120

ii.   

27

 

= 3.68%    Persentase kehilangan panas karena penguapan kadar air karena adanya H2 dalam bahan bakar 

 9   3.45   584   0.45  3575 

iii.   

120   27     

 5.435%    Persentase kehilangan panas karena kadar air dalam udara 

=   5.754   0.018   0.45   

3575 

120 7 

 100

 

 

53 

         

iv. 

= 0.121%    Kehilangan panas akibat radiasi ( boiler kecil 2% ) serta kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak  terbakar dalam abu terbang (fly ash) dan abu bawah (bottom ash) sekitar 4.81 %. 

Efisiensi = 100 – [ 3.63 + 5.435 + 0.121 + 2 + 4.81]  = 84.004 %        Efisiensi boiler dengan menggunakan metode langsung hanya berdasarkan input bahan bakar dan  output steam      -  Jumlah steam yang dihasilkan 53.1 ton/jam  -  Jumlah bahan bakar yang digunakan 12 ton/jam  -  Tekanan kerja 51 bar  -  Suhu 445 C  -  Suhu air umpan 80 C  -  GCV bahan bakar 3575 Kkal/Kg  -  Entalpi steam jenuh (hg) 762.966 Kkal/Kg  -  Entalpi air umpan (hf) 80.172 Kkal/Kg   

 

    53.1    762.966   80.172   100 84 %           12   3575                                                                 

54

         

Lampiran 2. Contoh perhitungan efisiensi siklus uap dan turbin        819.8  Kkal/Kg        Boiler 

Turbine work    Mechanical work/hour    Electrical output    Turbine cycle effisiensi    Power eficiency    Heat required / lb of steam    Heat required per hour     

η   

3

 

 

3432 .50   2357 .9 

Condenser   

= 196.60  Kkal/Kg 

= 57 199 x 196.60 

= 11 236 552.6  Kkal/hours 

= 11 236  552.6/ 860 

= 13 067.59 = 13.06 MWh 

= 196.60 / 637.59 

= 30.83% 

= 9.72 / 13.06 

= 74.42 % 

= 637.59  / 0.84 

= 759.03 Kkal / Kg 

= 760 x 57 199 

= 43 471 240 Kkal/hours 

 

3432 .50  2609  = 76 % 

     

623.196  Kkal/Kg   

182.21  Kkal/Kg            = 819.8 – 623.19 

= (6.97, 19.946)  4  "

196.60  Kkal/Kg  ggg 

Turbin  e 

Efisiensi turbin berdasarkan siklus rankine :    Steam inlet (h3, T3)  = (3432.50, 445 C)    Steam outlet (h4, T4)  = (2609, 57 C)  (S3, P4)   

   

43 471 240  = 25.84 %     

S3 

= 6.97 KJ/Kg. K 

P4 

= 19.946 KPa 

h4”  = 2357.9 

                   

55 

         

Lampiran 3. Generator      Daya input : 

 

   35,167.70 

     2    

     

    35,167.70 

   314 

 

     11,042,657.8 

   11.042 

 

Daya output :     9.5 

 

Efisiensi generator = 

   

9.5 

 

 

                                                                                        56 

         

Lampiran 4.  Menghitung jumlah bahan bakar yang dibutuhkan    Effisiensi boiler 84 %    Jika batubara dikeringkan :    Q low   = 30 356 KJ/Kg    S  = 53.1 ton/jam  = 53100 Kg/jam    Q  = 53 100 Kg/jam x (3316.30-335.72)KJ/Kg = 158 268 798 KJ/jam    Be  = Q : (eff x Q terendah)    = 158 268 798 KJ/jam : (0.84 x 30 356) KJ/Kg    = 6206 Kg/jam    = 6.20 ton/jam    Batubara tidak dikeringkan (aktual) :    Be  = Q : (eff x Q terendah)    = 158 268 798 KJ/jam : (0.84 x 16 831.72) KJ/Kg. Panas yang terkandung / Kg batubara.    = 11194.05 Kg/jam    =11.19 ton/jam.    Kalori yang dibutuhkan untuk menghasikan daya   9.5 MW    9.5 MW  = 9500 KW    = 12 734.58 Hp    = 968 337.463 Kg.m/s    = 9 499 390.512 J/s    = 9499.39 KJ/s  = 3.41 x 107 KJ/jam                           

57

         

Lampiran 5.  Menghitung jumlah udara pembakaran        Analisis proximate batubara :  43.15% kadar air , 3.81 % abu, 38.20% karbon, 3.45% hidrogen, 

1.8% oksigen, 0.13% sulfur. 

Nilai pembakaran terendah / low heating value  (LHV) :  = (33 915 x 0.382) + 121423 (0.0345 – (0.018/8)) + (10468 x (1.3x10-3)) – 2512 x (0.431 + 9) x  (0.018/8)  = 16831.72 Kilojoule/Kg    Jumlah oksigen yang dibutuhkan 

=  (0.382 x 2.67) + (0.034 x 8) + (1.3 x 10-3)  =  1.293 Kg O2 

O2  yang tersedia di bahan bakar 

=  0.018 Kg O2 

Oksigen yang dibutuhkan 

=  1.293 – 0.018 = 1.275 Kg O2 

Dalam 1 Kg udara mengandung 0.231 Kg O2, sehingga jumlah udara teoritis yang dibutuhkan  adalah (1.275 /  0.231) = 5.519 Kg udara / Kg bahan  bakar. Sehingga untuk 10 MW dengan 12 000 Kg pembakaran batubara,  diperlukan 66 228 Kg udara yang sebanding dengan 15 298 Kg O2.      Kondisi aktual :  Udara luar yang dihisap oleh PF sebanyak 22 000 Kg sebanding dengan 5082 Kg O2 dengan persentase bukaan  valve 20%. Seharusnya jika bukaan 1% diperoleh  1100 Kg udara. Maka untuk mendapatkan  66 228 Kg udara  diperlukan bukaan valve sebesaar 66%.                                                             

58

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER 

RACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00 

MW  Rpm 

9,8  3007  447  247  54.9  ‐0.09  46.7  23.02  0.05  225  2.63  0.03  202 

9  3007  444  245  55.1  ‐0.08  46.8  24.81  0.07  225  2.91  0.06  206 

6.6  3012  443  242  59.9  ‐0.08  46.4  23.92  0.06  223  2.87  0.05  200 

9.9 3006 444

9.6 3007 448 248 56.5 ‐0.08 48.4 23.35 0.08 226 2.67 0.06 202

9.3 3008 447 248 56.4 ‐0.08 48.4 23.14 0.08 228 2.61 0.06 204

9.3 3006 448 249 55.7 ‐0.08 47.5 23.28 0.08 228 2.83 0.06 204

9.7 3008 446 248 55.4 ‐0.09 47.2 23.32 0.08 227 2.79 0.06 204

9  3009  443  245  54.9  ‐0.09  46.6  23.28  0.08  224  2.77  0.06  202 

9 3005 446 247 55 ‐0.09 46.7 23.54 0.07 226 2.75 0.06 203

9.9 3005 448 249 56.5 ‐0.09 48.2 23.67 0.08 228 2.77 0.06 204

9.9 3009 444 248 56.3 ‐0.09 48.1 22.78 0.08 229 2.98 0.06 205

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

MW  Rpm 

9.7  3011  447  249  56.4  ‐0.08  48.2  22.66  0.08  229  2.98  0.86  205 

9.6  3005  443  244  55.2  ‐0.08  47 22.16  0.08  225  2.95  0.06  202 

10.5  3005  444  246  56.7  ‐0.08  48.3  23.69  0.08  225  2.89  0.06  202 

9.6 3005 442

9.8 3010 447 248 55.7 ‐0.08 47.6 23.33 0.08 227 2.91 0.06 203

9.9 3011 442 244 55.6 ‐0.08 47.4 22.74 0.08 227 2.95 0.06 203

9.8 3010 441 244 55.6 ‐0.09 47.5 22.61 0.08 226 2.92 0.06 202

9.5 3007 442 244 55.1 ‐0.09 47 23.4 0.08 224 2.98 0.006 201

9.3  3009  440  243  54.6  ‐0.09  46.3  22.25  0.08  224  2.95  0.06  201 

8.9 3011 441 241 54.2 ‐0.09 46 23.3 0.07 223 2.98 6 200

8.8 3010 447 247 53.9 ‐0.09 45.2 22.9 7 225 2.96 6 202

9.8 3005 446 248 54.8 ‐0.09 46.4 23 0.08 227 2.98 0.06 203

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

243 56.6 ‐0.08 48.4 23.86 0.08 220 2.79 0.06 199

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

RACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

243 55.3 ‐0.08 47.1 23.06 0.07224 2.93 0.06 201 23.9

 

 

 

Description 

Unit 

7:00 

8:00 

9:00 

10:00 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00

POWER 

MW 

10.4 

9.8 

9 

7.8

8.3

8.7

9.3

8.9 

8.4 

8.9

9.5

9.7

TURBINE SPEED 

Rpm 

3005 

3009 

3010 

3012

3007

3005

3005

3012 

3010 

3007

3008

3006

447 

447 

448 

447

448

446

448

447 

444 

446

449

443

251 

246 

246 

245

246

246

249

247 

245 

246

248

246

Temp 

  C  0  C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

EXHAUST 

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

55.6 

55.3 

55.6

55.6

55.2

55.6

55.1 

54.1 

54.9

56.2

56

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

C  T/h 

47.7 

47.4 

47.1 

47.4

47.5

46.9

47.4

46.9 

46 

46.6

47.9

47.7

Flow 

23.2 

23.23 

23.34 

23.29

23.79

25.74

23.92

23.43 

22.96 

23.45

24

23.08

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.07 

0.07

0.07

0.07

0.08

0.08 

0.08 

0.07

0.08

0.08

227 

227 

226 

225

225

227

227

227 

226 

226

228

227

 

0

Temp 

RACTION II 

55.9  ‐0.09 

Flow 

C  T/h 

2.96 

2.96 

2.91 

2.87

2.87

2.79

2.77

2.75 

2.75 

2.73

2.67

2.83

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

203 

203 

203 

202

203

204

204

204 

203 

203

204

203

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

 

0

Temp 

 

C 

 

Description 

 

Unit 

 

19:00 

 

20:00 

 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

POWER 

MW 

9.8 

10.4 

9.9 

9.9

9.8

10.1

9.9

9.4 

9.1 

8.9

9.3

10.2

TURBINE SPEED 

Rpm 

3010 

3006 

3005 

3005

3009

3007

3011

3010 

3009 

3009

3006

3008

450 

446 

458 

446

446

445

446

449 

442 

449

441

450

Temp 

  C    C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

0

EXHAUST 

250 

249 

251 

248

247

246

248

249 

244 

247

244

250

55.3 

56.7 

55.7 

55.7

55.5

56.1

55.6

54.2 

54.4 

53.8

54.1

55.1

‐0.09 

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

48.5 

47.5 

47.5

47.4

47.8

47.5

46.6 

46.2 

45.6

45.9

46.8

Flow 

C  T/h 

47.1  22.9 

23.74 

23.07 

22.29

22.87

23.3

23

22 

22.2 

22.5

23.06

22.87

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

8

0.08 

8 

0.08

0.07

0.08

22.9 

229 

228

227

225

228

228 

226 

226

224

229

Flow 

C  T/h 

229  2.77 

2.79 

2.91 

2.95

2.91

2.91

295

2.93 

2.93 

2.96

2.98

2.96

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

6

0.06

0.06 

6 

0.06

0.06

0.06

205 

205

204

202

202

204 

202 

203

202

205

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

 

0

Temp 

RACTION II 

 

0

Temp 

 

 

205 

C 

 

204 

 

 

 

Description 

Unit 

7:00 

8:00 

9:00 

10:00 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00

POWER 

MW 

9.5 

9.8 

9.9 

8.9

9.8

9.3

8.9

10.1 

9.8 

9.4

9.8

9.3

TURBINE SPEED 

Rpm 

3010 

3004 

3008 

3007

3006

3007

3014

3004 

3009 

3007

3010

3010

451 

441 

447 

440

445

442

448

443 

446 

447

448

446

250 

245 

247 

242

245

244

247

245 

247 

247

248

244

Temp 

  C  0  C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

EXHAUST 

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

55.4 

55.5 

55.5

56.2

55.5

54.8

55.8 

55.6 

54.9

55.4

53.8

‐0.09 

‐0.09 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

C  T/h 

46.4 

471 

47.3 

47.6

47.9

47.4

46.6

47.5 

47.4 

46.8

47.4

45.5

Flow 

22.64 

23.39 

22.86 

23.75

23.43

22.84

22.86

23.69 

23.23 

23.23

22.74

22.96

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.07

0.07

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.07

229 

229 

225 

222

222

223

226

226 

226 

227

228

225

 

0

Temp 

RACTION II 

54.6  ‐0.09 

Flow 

C  T/h 

2.98 

2.95 

2.87 

2.81

2.77

2.77

2.91

2.87 

2.87 

2.85

2.81

2.89

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.05

205 

205 

202 

199

200

200

203

202 

202 

203

204

202

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

 

0

Temp 

 

C 

 

Description 

 

Unit 

 

19:00 

 

20:00 

 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

POWER 

MW 

9.8 

9.8 

9.8 

9.8

9.5

10

9.7

9.1 

8.8 

8.7

9.1

9.7

TURBINE SPEED 

Rpm 

3006 

3007 

3006 

3006

3010

3010

3006

3006 

3010 

3008

3005

3006

449 

446 

446 

453

450

449

446

445 

448 

447

452

447

Temp 

  C    C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

0

EXHAUST 

250 

248 

248 

251

250

249

247

245 

248 

246

250

247

55.7 

55.7 

55.8 

55.4

55.2

55.8

55.2

54.3 

53.6 

53.9

54.2

54.8

‐0.09 

‐0.09 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

47.6 

47.7 

47.3

47.1

47.7

47

46 

45.4 

45.6

46

46.6

Flow 

C  T/h 

47.4  23.24 

23.31 

22.27 

22.44

22.3

22.9

22.6

22.64 

22.29 

22.24

22.92

23.24

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

0.08

0.07 

0.07 

0.07

0.07

0.08

228 

228 

228

228

227

227

227 

227 

225

228

229

Flow 

C  T/h 

227  2.87 

2.87 

2.89 

2.89

2.91

2.87

2.87

2.91 

2.87 

2.91

2.93

2.95

Press 

Mpa 

0.07 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.05 

0.06

0.06

0.06

204 

205

204

204

203

204 

204 

202

205

205

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

 

0

Temp 

RACTION II 

 

0

Temp 

 

 

204 

C 

 

204 

 

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

10.1  3006  446  249  54.8  ‐0.09  46.6  23.11  0.08  228  3  0.07  204 

9.9  3007  444  247  55.2  ‐0.09  47  23.4  0.08  229  2.96  0.06  205 

9.6  3007  449  249  55.4  ‐0.09  47.3  22.91  0.08  227  2.91  0.06  204 

9.4 3009 443

9.8 3007 448 248 56.2 ‐0.08 47.9 23.03 0.08 227 2.75 0.06 204

10 3007 447 249 56.7 ‐0.08 48.5 22.93 0.09 229 2.71 0.07 204

10.4 3006 448 250 57 ‐0.08 48.7 23.25 0.09 229 2.71 0.07 205

10.2  3009  444  248  57  ‐0.08  48.7  23.15  0.09  229  2.67  0.07  205 

9.8 3005 449 250 56.4 ‐0.08 48.2 22.52 0.08 228 2.65 0.06 204

2.3 3014 427 235 73 ‐0.09 39.9 24.57 0.03 210 2.71 0.03 177

9.6 3016 446 247 55.1 ‐0.09 46.8 22.73 0.08 223 2.55 0.06 201

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

9.6  3008  446  249  55.7  ‐0.09  47.7  22.7  0.08  227  2.55  0.06  203 

9.7  3009  448  248  56  ‐0.09  47.8  22.5  0.08  227  2.65  0.07  207 

9.9  3007  446  248  56.2  ‐0.09  48  22.6  0.08  229  2.63  0.06  205 

9.9 3007 444

9.5 3010 448 250 55.6 ‐0.09 47.5 22.3 0.08 229 2.71 0.06 205

9.4 3006 446 246 55 ‐0.09 46.7 22.69 0.08 226 2.73 0.06 203

9.7 3007 447 248 55.5 ‐0.08 47.2 23.14 0.08 226 2.71 0.06 203

9.9  3004  447  247  55.9  ‐0.08  47.7  23.54  0.08  226  2.75  0.06  203 

9.5 3005 446 247 55.1 ‐0.08 47 22.9 0.08 227 2.75 0.06 203

9.2 3006 448 251 54.4 ‐0.08 46.3 23.27 0.08 229 2.77 0.06 205

9.6 3008 440 245 55.1 ‐0.08 46.8 23.74 0.09 230 2.79 0.06 206

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

244 55.9 ‐0.08 47.7 22.88 0.08 227 2.83 0.06 203

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

250 56.2 ‐0.09 48.1 22.5 0.08 299 2.63 0.06 205

 

 

Description 

Unit 

7:00 

8:00 

9:00 

10:00 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00

POWER 

MW 

9.9 

10 

10 

9.5

9.8

10.1

10.1

9.8 

9.7 

10.1

9.9

9.5

TURBINE SPEED 

Rpm 

3011 

3007 

3007 

3009

3006

3007

3005

3010 

3004 

3003

3005

3005

443 

443 

442 

442

440

445

438

442 

445 

446

444

443

246 

244 

245 

244

243

247

246

248 

249 

250

246

246

Temp 

  C  0  C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

EXHAUST 

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

55.6 

56.3 

56

56.6

57.5

57.6

57.3 

56.9 

56.9

55.5

54.5

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

C  T/h 

47.1 

47.3 

48.1 

47.9

48.4

49.4

49.6

49.2 

48.8 

48.7

47.2

46.2

Flow 

22.98 

23.08 

23.23 

22.86

23.25

23.59

22.77

22.6 

22.61 

23.01

22.93

23.69

Press 

Mpa 

0.09 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.09

0.09

0.09 

0.09 

0.08

0.08

0.07

225 

224 

225 

225

225

225

227

227 

229 

228

227

225

 

0

Temp 

RACTION II 

55.3  ‐0.08 

Flow 

C  T/h 

2.85 

2.81 

2.75 

2.67

2.65

2.61

2.59

2.61 

2.65 

2.67

2.83

2.79

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.07

0.07

0.07 

0.07 

0.06

0.06

0.06

201 

200 

201 

201

201

201

203

203 

205 

204

203

202

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

 

0

Temp 

 

C 

 

Description 

 

Unit 

 

19:00 

 

20:00 

 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

POWER 

MW 

9 

9.9 

10.5 

8.7

9.7

9.8

9.8

9.6 

9.3 

9.3

9.7

10.5

TURBINE SPEED 

Rpm 

3006 

3007 

3005 

3009

3007

3009

3010

3010 

3009 

3007

3005

3004

447 

446 

447 

446

447

446

447

447 

448 

444

445

447

Temp 

  C    C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

0

EXHAUST 

248 

248 

248 

246

247

247

247

247 

248 

246

247

248

54.3 

55.3 

56.5 

53.6

55.1

55.3

55.2

54.8 

54.1 

54

54.7

56.3

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

46.9 

48.1 

45.4

46.8

47.1

46.9

46.5 

45.9 

46.3

47.9

46.4

Flow 

C  T/h 

46.1  22.2 

22.5 

23.39 

22.9

22.3

22.72

23.04

23.09 

22.64 

0.08

23.81

23

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.07

0.08

0.08

0.08

0.08 

0.07 

227

227

0.08

226

226

226

226 

226 

2.85

2.87

227

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

 

0

Temp 

RACTION II 

229 

227 

227 

227

Flow 

C  T/h 

2.81 

2.81 

2.83 

2.83

2.83

2.83

2.83

2.87 

2.85 

0.06

0.06

2.98

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

203

203

0.06

203 

203

202

202

202

203 

203 

203

202

203

 

0

Temp 

 

 

204 

C 

 

203 

 

 

 

Description 

Unit 

7:00 

8:00 

9:00 

10:00 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00

POWER 

MW 

10.2 

9.8 

10.3 

10

10.2

10.1

9.2

9.9 

0 

4

10

9.1

TURBINE SPEED 

Rpm 

3006 

3006 

3005 

3005

3009

3007

3005

3006 

3020 

3014

3009

3005

448 

441 

439 

443

446

449

445

451 

431 

429

450

447

251 

244 

245 

243

247

250

246

251 

261 

230

250

248

Temp 

  C  0  C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

EXHAUST 

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

55.3 

56.7 

56.8

57

57

55.6

56.9 

53.5 

63.7

56

54.7

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.09

C  T/h 

47.8 

47 

48.4 

48.6

48.9

49

47.5

48.6 

35 

40.8

47.9

46.5

Flow 

23.24 

22.48 

23.11 

22.29

22.36

22.82

23.15

22.84 

26.13 

24.8

23.12

23.52

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

0.08

0.08 

0.03 

0.04

0.08

0.07

230 

225 

225 

225

226

229

226

226 

213 

192

224

227

 

0

Temp 

RACTION II 

5539  ‐0.09 

Flow 

C  T/h 

2.87 

2.83 

2.75 

2.67

2.63

2.63

2.61

2.59 

2.67 

2.71

2.65

0.06

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.03 

0.03

0.06

203

205 

202 

201 

201

202

204

202

203 

181 

182

201

205

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

 

0

Temp 

 

C 

 

Description 

 

Unit 

 

19:00 

 

20:00 

 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

POWER 

MW 

8.8 

10.2 

10.4 

10.5

10

10.8

10.4

10.5 

10.1 

10

9.8

10.5

TURBINE SPEED 

Rpm 

3010 

3007 

3007 

3007

3012

3005

3007

3007 

3011 

3005

3007

3005

448 

446 

444 

444

450

448

445

446 

449 

447

444

445

Temp 

  C    C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

0

EXHAUST 

248 

248 

247 

246

251

250

248

248 

250 

249

247

248

54.2 

55.7 

56 

56.3

56.3

56.4

56

56.1 

55.3 

55.2

54.7

55.8

‐0.09 

‐0.09 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.09

‐0.09

47.6 

47.8 

48.1

48.2

48.1

47.8

47.8 

47.2 

47

46.5

47.2

Flow 

C  T/h 

46.2  22.6 

22.88 

23.07 

23.1

22.9

24.05

22.95

22.86 

23.08 

23.29

22.16

22.81

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

0.08

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

228 

226 

226

230

228

228

227 

229 

229

229

228

Flow 

C  T/h 

227  2.77 

2.81 

2.79 

2.85

2.81

2.83

2.85

2.83 

2.83 

2.87

2.85

2.85

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

203 

203

205

204

204

203 

205 

205

204

204

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

 

0

Temp 

RACTION II 

 

0

Temp 

 

 

204 

C 

 

204 

 

 

 

Description 

Unit 

7:00 

8:00 

9:00 

10:00 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00 

18:00

POWER 

MW 

9.5 

9.7 

9.7 

9.4

9.6

10.1

9.4

9.4 

9 

7.5

10.66

10.6

TURBINE SPEED 

Rpm 

3016 

3009 

3012 

3009

3010

3007

3009

3010 

3011 

3007

3005

3005

443 

443 

450 

444

450

449

447

442 

443 

444

441

441

246 

246 

251 

247

250

251

246

245 

243 

243

244

248

Temp 

  C  0  C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

EXHAUST 

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

54.9 

55.2 

55.2

55.7

57.1

56.1

56.5 

55.4 

52.8

57.5

57.6

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.09

‐0.09

C  T/h 

46.6 

46.5 

46.9 

47

47.4

48.9

48.1

48.4 

47.2 

44.7

49.2

49.3

Flow 

24.41 

23.13 

22.82 

22.59

22.66

23.44

22.63

22.64 

22.63 

23.2

23.42

23.4

Press 

Mpa 

0.08 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

0.08

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.08

227 

225 

230 

226

227

231

225

225 

224 

223

223

226

 

0

Temp 

RACTION II 

54.7  ‐0.09 

Flow 

C  T/h 

2.85 

2.79 

2.75 

2.69

2.65

2.69

2.59

2.61 

2.61 

2.65

2.69

2.71

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

203 

203 

205 

203

204

206

202

201 

201 

201

200

202

3:00 

4:00 

5:00 

6:00 

 

0

Temp 

 

C 

 

Description 

 

Unit 

 

19:00 

 

20:00 

 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

POWER 

MW 

9 

10.1 

10.3 

10.3

10

10.1

9.8

9.9 

9.4 

9.3

9.5

10.2

TURBINE SPEED 

Rpm 

3010 

3009 

3005 

3007

3009

3007

3009

3010 

3010 

3012

3008

3012

443 

446 

446 

445

445

448

450

450 

446 

447

445

445

Temp 

  C    C  0  C 

Press 

Mpa 

P TEMPERATUR 

0

P TEMPERATURE 

0

EXHAUST 

245 

248 

248 

247

248

250

251

252 

248 

248

247

248

54.9 

56.5 

56.5 

56.4

56

53.9

55.4

55.5 

54.8 

54.4

54.8

56.1

‐0.09 

‐0.08 

‐0.08 

‐0.08

‐0.08

‐0.08

‐0.09

‐0.09 

‐0.09 

‐0.09

‐0.09

‐0.08

48.4 

48.1 

48

47.9

46.3

47.2

47.4 

46.7 

46.3

46.5

47.9

Flow 

C  T/h 

46.6  22.92 

22.97 

23.3 

23.22

22.84

23.05

22.79

23.1 

22.81 

22.54

23.72

23.28

Press 

Mpa 

0.07 

0.08 

0.08 

0.08

0.08

0.07

0.08

0.06 

0.08 

0.08

0.08

0.09

226 

227 

227

228

230

230

231 

228 

228

226

227

Flow 

C  T/h 

226  2.73 

2.75 

2.73 

2.93

2.93

2.95

2.93

2.93 

2.93 

2.95

2.95

2.96

Press 

Mpa 

0.06 

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.06

0.06

0.06 

0.06 

0.06

0.06

0.07

203 

203

204

206

206

206 

204 

204

203

203

 

0

Temp 

NDENSER 

RACTION I 

 

0

Temp 

RACTION II 

 

0

Temp 

 

 

202 

C 

 

203 

 

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.9  3012  449  250  55.5  ‐0.08  47.4  23.28  0.08  229  2.96  0.06  205 

10.3  3010  452  251  56  ‐0.08  47.8  23.1  0.08  228  2.95  0.06  204 

9.5  3010  444  245  55.4  ‐0.08  47.5  22.77  0.08  227  2.89  0.06  203 

10.1 3003 442

9.7 3005 446 247 57.2 ‐0.08 49 22.54 0.08 225 2.79 0.06 201

9.8 3011 448 251 26.7 ‐0.09 48.6 23.26 0.08 229 2.75 0.06 204

10 3011 443 247 57.3 ‐0.09 49.1 23.46 0.08 228 2.71 0.06 204

9.9  3010  447  249  57.1  ‐0.09  49.1  22.27  0.08  227  2.69  0.06  203 

9.7 3014 446 250 56.9 ‐0.09 48.9 22.9 0.08 229 2.71 0.06 205

9.7 3012 448 250 56.9 ‐0.09 48.8 229 0.08 229 2.71 0.06 206

10.2 3004 449 252 57.4 ‐0.09 49.1 23.5 0.08 231 2.73 0.06 206

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

10.2  3005  445  248  56.9  ‐0.08  48.6  23.55  0.08  228  2.83  0.06  204 

10  3008  447  249  56.1  ‐0.08  48.1  22.94  0.08  228  2.87  0.06  205 

10.1  3009  444  247  56.2  ‐0.08  48.1  23.08  0.08  227  2.89  0.06  204 

8.4 3014 445

10.2 3007 444 248 56.3 ‐0.09 48.1 23.89 0.08 227 2.87 0.06 204

9.7 3009 447 248 55.7 ‐0.09 47.6 22.82 0.08 228 2.95 0.06 204

9.8 3009 449 250 55.6 ‐0.09 47.4 23.37 0.08 229 2.93 0.06 205

9.3  3010  443  247  54.7  ‐0.09  46.6  23.18  0.08  228  2.93  0.06  204 

9 3009 450 249 54.3 ‐0.09 46.2 23.1 0.08 228 2.93 0.06 204

8.9 3011 447 247 53.8 ‐0.09 45.7 22.75 0.07 227 2.95 0.06 204

9.5 3007 449 249 54.4 ‐0.09 46.1 23.16 0.07 228 2.93 0.06 204

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

243 56.7 ‐0.08 48.6 22.56 0.08 226 2.83 0.06 202

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

247 53.5 ‐0.09 48.1 23.08 0.08 227 2.89 0.06 204

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.7  3017  448  250  55.4  ‐0.08  47.3  22.89  0.08  230  2.89  0.06  205 

9.4  3006  448  250  54.9  ‐0.08  46.5  22.8  0.07  229  2.89  0.06  205 

10.1  3014  456  256  56.3  ‐0.08  48.1  23.28  0.08  233  2.87  0.06  208 

9.9 3009 450

9.8 3005 447 251 56.5 ‐0.09 48.4 23.29 0.08 234 2.79 0.06 209

10.1 3005 453 256 57.2 ‐0.09 49 23.5 0.08 235 2.73 0.06 210

10.2 3005 449 253 57.6 ‐0.09 49.5 23.6 0.08 233 2.71 0.06 208

8.9  3002  445  245  55.7  ‐0.09  47.6  23.7  0.08  228  2.67  0.06  206 

8.6 3009 446 249 54.6 ‐0.09 46.5 22.1 0.08 227 2.65 0.06 204

8.7 3006 445 248 55.1 ‐0.08 47 23.08 0.08 227 2.65 0.06 206

9.3 3007 449 252 56.1 ‐0.08 47.9 23.3 0.08 229 2.67 0.06 206

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00

MW  Rpm 

9  3011  444  248  54.8  ‐0.09  46.5  22.34  0.07  229  2.79  0.06  206 

9.9  3007  448  250  56  ‐0.09  47.9  23.34  0.08  228  2.83  0.06  205 

10  3007  446  249  56.3  ‐0.09  48.1  23.66  0.08  229  2.83  0.06  205 

10.2 3005 440

10 3011 450 251 55.9 ‐0.08 47.6 23.54 0.08 229 2.87 0.06 205

9.4 3014 447 249 55 ‐0.08 47 22.23 0.08 229 2.91 0.06 206

7.9 3007 441 244 52.2 ‐0.08 44.4 23.1 0.07 226 2.87 0.05 203

8.7  3012  446  247  53.3  ‐0.08  45.2  22.89  0.07  227  2.91  0.06  204 

9.2 3007 445 246 54.2 ‐0.08 46 23.8 0.08 226 2.95 0.06 203

9.1 3012 451 252 53.9 ‐0.08 45.7 22.05 0.07 231 2.95 0.06 207

9.6 3007 449 250 54.4 ‐0.08 46.1 22.18 0.08 230 2.95 0.06 206

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

262 56.4 ‐0.09 48.1 23.18 0.08 232 2.83 0.06 207

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

245 56.7 ‐0.09 48.5 23.96 0.08 228 2.87 0.06 204

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.5  3014  449  249  55.1  ‐0.09  47  22.27  0.08  229  2.91  0.06  206 

9.5  3013  447  249  54.6  ‐0.09  46.4  23.7  0.08  229  2.91  0.06  205 

9.6  3009  447  249  55.1  ‐0.09  46.8  23.7  0.08  228  2.87  0.06  205 

9.8 3006 448

9.4 3009 446 248 55.7 ‐0.09 47.6 22.94 0.08 229 2.75 0.06 205

9.6 3006 445 248 56.3 ‐0.09 48.2 23.1 0.08 228 2.69 0.06 205

9.9 3006 445 251 56.7 ‐0.08 48.5 23.4 0.08 229 2.67 0.06 205

9.8  3005  451  254  57  ‐0.08  48.9  23.4  0.08  232  2.63  0.06  207 

8.8 3012 445 247 55.3 ‐0.08 47.5 22 0.08 228 2.63 0.06 204

9 3007 442 244 55.1 ‐0.08 47 21.91 0.08 226 2.65 0.06 203

10 3007 449 250 56.7 ‐0.09 46.54 22.97 0.08 228 2.67 0.07 205

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

56 ‐0.09 47.8 23.36 0.08 228 2.81 0.06 205

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

10  3014  451  252  57  ‐0.09  48.9  23.24  0.08  229  2.67  0.06  205 

9.7  3009  443  246  56  ‐0.09  48.1  22.58  0.08  327  2.65  0.06  203 

9.8  3008  443  246  55.9  ‐0.09  47.8  22.53  0.08  226  2.65  0.06  203 

10 3006 442

9.9 3007 445 248 56.2 ‐0.09 48.1 23.46 0.08 228 2.75 0.06 204

8.6 3014 449 249 53.8 ‐0.09 45.8 23.05 0.07 229 2.79 0.06 206

10.1 3005 447 247 55.7 ‐0.09 47.2 23.62 0.07 225 2.77 0.06 203

9.7  3008  445  248  55.7  ‐0.09  47.5  22.77  0.08  227  2.75  0.05  203 

9 3010 443 246 54.4 ‐0.09 46.2 22.97 0.08 226 2.75 0.06 202

8.1 3007 447 247 52.3 ‐0.09 44.1 23.57 0.07 227 2.83 0.05 204

9.3 3010 448 248 54.3 ‐0.09 46.1 23.6 0.07 227 2.83 0.05 204

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

250

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

245 56.2 ‐0.08 47.9 23.39 0.07 226 2.69 0.06 202

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.8  3008  447  249  55.7  ‐0.08  47.6  22.9  0.08  229  2.75  0.06  204 

9.89  3011  448  250  55.4  ‐0.08  47.2  229  0.08  229  2.79  0.06  206 

9.4  3008  444  250  55.1  ‐0.09  47  22.6  0.07  228  2.75  0.06  204 

10.09 3005 447

9.99 3005 446 249 56.6 ‐0.09 48.4 23.3 0.08 229 2.67 0.06 205

10.1 3005 444 249 57.1 ‐0.09 48.8 23.4 0.08 230 2.65 0.06 206

9.6 3007 442 246 56.1 ‐0.09 47.7 22.53 0.08 227 2.63 0.06 204

9.2  3006  446  249  55.7  ‐0.09  47.6  22.6  0.08  227  2.69  0.06  204 

9.3 3009 446 249 55.9 ‐0.08 47.9 22.67 0.08 229 2.69 0.06 205

6.5 3008 446 248 52.3 ‐0.09 44.3 23.48 0.07 228 2.73 0.05 205

10.2 3006 447 249 56.9 ‐0.09 48.6 23.91 0.08 227 2.77 0.06 204

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

9.3  3012  447  248  54.9  ‐0.09  46.9  23.22  0.08  229  2.81  0.06  206 

10  3005  447  250  55.9  ‐0.09  47.8  23.6  0.08  229  2.83  0.06  206 

9.8  3009  444  248  55.3  ‐0.08  46.9  22.41  0.08  229  2.87  0.06  205 

9.8 3012 449

10.1 3007 450 253 55.6 ‐0.08 47.4 22.78 0.08 231 2.91 0.06 207

9.9 3011 445 250 55.5 ‐0.08 47.3 22.48 0.08 230 2.93 0.06 206

10 3013 446 248 55.7 ‐0.08 47.6 22.43 0.08 229 2.89 0.06 205

10  3013  442  245  555.6  ‐0.08  47.4  24.27  0.08  226  2.91  0.06  203 

9.8 3015 447 250 55.1 ‐0.09 46.9 21.92 0.08 229 2.91 0.06 205

9.6 3010 446 249 54.9 ‐0.09 46.6 22.64 0.08 227 2.95 0.86 205

10.4 3006 447 250 55.6 ‐0.09 47.1 23.64 0.08 228 2.91 0.06 205

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

250 56.5 ‐0.09 48.3 23.2 0.08 229 2.71 0.06 205

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

251 55.3 ‐0.08 47.1 22.05 0.08 229 2.87 0.06 206

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.8  3008  447  250  55.7  ‐0.09  47.6  22.8  0.08  230  2.91  0.06  205 

9.7  3005  448  250  54.1  ‐0.09  45.9  21.9  0.07  229  2.89  0.05  206 

9.5  3010  446  249  55  ‐0.09  46.9  22.4  0.08  228  2.81  0.06  205 

9.4 3010 446

10 3009 448 248 57 ‐0.08 48.8 23.8 0.08 227 2.71 0.06 204

10.1 3005 449 252 56.7 ‐0.09 48.3 22.91 0.08 231 2.67 0.06 207

10.3 3004 447 251 57.1 ‐0.09 48.9 22.95 0.09 230 2.63 0.07 206

9.9  3006  445  250  57.4  ‐0.09  49.5  22.41  0.08  230  2.63  0.06  206 

9.7 3007 443 249 56.6 ‐0.09 48.4 23.51 0.08 230 2.65 0.06 207

9.8 3009 447 250 56.5 ‐0.09 48.3 23.32 0.08 230 2.67 0.06 206

9.8 3008 448 251 56.7 ‐0.08 48.6 23.74 0.08 230 2.67 0.06 207

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

10.2  3006  443  245  57.4  ‐0.08  49  22.88  0.08  227  2.71  0.06  204 

10.2  3005  445  249  57.4  ‐0.08  49.5  22.51  0.08  229  2.77  0.06  205 

10.5  3006  448  252  57.8  ‐0.08  49.7  22.94  0.08  230  2.79  0.06  206 

10 3007 448

10.6 3007 447 250 57.5 ‐0.09 49.3 23.78 0.08 230 2.81 0.06 206

9.9 3010 443 249 56.2 ‐0.09 48 22.19 0.08 230 2.85 0.06 206

10.1 3014 448 250 56.4 ‐0.09 48.2 22.31 0.08 229 2.81 0.06 206

10.3  3011  449  251  56.6  ‐0.09  48.5  22.44  0.08  229  2.81  0.06  205 

10 3014 446 250 56.2 ‐0.09 47.9 22.12 0.08 231 2.83 0.06 207

9.9 3010 449 250 56.5 ‐0.08 47.5 22.77 0.08 229 2.87 0.06 205

10.2 3005 446 249 55.9 ‐0.08 47.7 22.64 0.08 230 2.85 0.06 206

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

249 55.1 ‐0.08 46.9 22.3 0.08 228 2.77 0.06 205

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

251 57 ‐0.08 49.1 22.38 0.08 231 2.83 0.06 207

 

 

Description 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

NDENSER  ACTION I 

ACTION II 

 

11:00 

12:00 

13:00 

14:00 

15:00 

16:00 

17:00

MW  Rpm 

9.8  3007  444  247  55.5  ‐0.08  46.8  22.69  0.08  227  2.89  0.07  204 

9.5  3005  449  250  54.7  ‐0.09  46.5  22.32  0.07  229  2.91  0.06  206 

10  3005  448  250  55.9  ‐0.09  47.8  23.2  0.08  299  2.83  0.06  206 

10.1 3006 448

9.9 3005 448 251 56.3 ‐0.09 48 23.03 0.08 230 2.79 0.06 206

10.3 3006 446 250 57.7 ‐0.09 49.5 23.66 0.08 231 2.77 0.06 206

9.4 3009 446 249 55.9 ‐0.09 47.8 22.28 0.08 229 2.73 0.06 205

10.1  3005  445  249  57.2  ‐0.08  49.1  22.96  0.08  229  2.71  0.06  205 

9.4 3010 446 250 56.2 ‐0.08 48.2 23.32 0.08 230 2.71 0.06 206

9.5 3009 443 247 56.1 ‐0.08 48 23.71 0.08 228 2.81 0.06 205

10.1 3006 445 249 57.1 ‐0.08 48.9 23.77 0.08 228 2.81 0.06 205

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

 

 

 

19:00 

20:00 

21:00 

22:00 

23:00 

0:00 

1:00 

2:00 

3:00 

4:00 

5:00 

MW  Rpm 

9.5  3006  443  245  54.4  ‐0.09  46.2  21.66  0.07  226  2.89  0.06  204 

10.3  3006  440  245  55.6  ‐0.09  47  23.74  0.07  227  2.87  0.06  204 

10.3  3005  444  247  55.8  ‐0.09  47.4  22.71  0.08  227  2.91  0.06  204 

9.9 3006 448

9.9 3006 442 246 54.9 ‐0.09 46.6 22.18 0.08 226 2.87 0.06 203

10.5 3009 454 254 55.6 ‐0.08 47.3 22.64 0.08 232 2.87 0.06 207

9.5 3005 445 248 54.3 ‐0.08 46 23.66 0.07 229 2.91 0.05 205

9  3005  446  247  53.3  ‐0.08  45  22.7  0.07  227  2.95  0.05  205 

8.6 3006 447 249 52.8 ‐0.08 44.6 22.86 0.07 228 2.95 0.05 205

8.5 3006 446 247 52 ‐0.08 44.3 23.21 0.07 227 2.91 0.05 205

9.2 3004 448 250 53.4 ‐0.08 44.9 23.26 0.07 229 2.93 0.05 206

    0C  0C

Mpa  0C  T/h  Mpa 

 

0C

T/h  Mpa 

 

0C

 

 

250 56.5 ‐0.09 48.2 23.45 0.08 229 2.79 0.06 205

Unit 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

ACTION II 

10:00 

Mpa 

POWER  URBINE SPEED  P TEMPERATUR  TEMPERATURE 

ACTION I 

9:00 

    0C 

Description 

NDENSER 

8:00 

0C

 

XHAUST 

7:00 

0C

Temp  Press  Temp  Flow  Press  Temp  Flow  Press  Temp 

XHAUST 

Unit 

 

 

 

251 55.1 ‐0.09 47.1 22.14 0.08 229 2.89 0.06 205