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 : nurmalitamuchtar@yahoo.co.id   

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

Nama  : Nurmalita NIM  : 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)  Pompa yang berfungsi untuk pengisian air ke economizer 

Black out  Keadaan saat daya listrik dalam keadaan mati total 

Blade  Sudu turbin 

Condensing  Keadaan perubahan wujud uap menjadi air 

Cooling tower  Tempat persediaan air untuk pendingin 

Coal feeder  Alat untuk mendistribusikan batubara ke ruang bakar 

Coal handling  Penanga nan awal batubara sebelum menjadi bahan bakar boiler 

Demin  Proses   untuk   membebaskan   air   dari   unsur-unsur   yang   dapat 

merusak peralatan 

Daerator  Peralatan  /  komponen  yang  digunakan  untuk  menaikkan 

temperatur  air  dan  menghilangkan  gelembung-gelembung  yang 

terdapat dalam air 

Economizer  Peralatan yang digunakan untuk pemanasan awal air umpan boiler 

Feed water tank  Tangki penyimpanan air yang akan di sirkulasikan ke sistem 

Flue gas  Aliran udara panas hasil pembakaran  yang dimanfaatkan kembali 

untuk economizer 

Furnace  Ruang bakar (tungku) boiler 

Gross calorific value (GCV)  Nilai   kalor   bahan   bakar   yang   didapatkan   dari   hasil   analisis 

proximate 

HP turbine  High pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan 

tekanan tinggi 

IP turbine  Intermediate pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap 

dengan temperature sedang. 

LP turbine  Low pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan 

temperatur rendah 

Lignit  Pembentukan awal batubara, setelah melewati fase gambut 

Load  Beban generator 

Low heating value (LHV)  Nilai   panas   bahan   bakar   dengan   memperhitungkan   uap   air 

sebagai hasil dari pembakaran 

Shut down  Kegiatan memutuskan operasional suatu peralatan/sistem 

Start up  Kegiatan penyalaan/pembangkitan awal sistem 

Steam  Uap yang dihasilkan dari air yang dipanaskan di dalam boiler 

Steam coal  Batubara   yang   umumnya   digunakan   untuk   pembakaran   pada 

boiler 

Superheater  Komponen  yang  berfungsi  untuk  mengubah  uap  basah  menjadi 

uap kering  yang digunakan untuk memutar turbin 

Traveling grate  Rantai pada dasar tungku ruang bakar 

Volatile matter  Bahan yang mudah menguap yang terkandung dalam bahan bakar        

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.  Penelitian ini bertujuan mengetahui efisiensi energi pada sistem Pembangkit Listrik Tenaga Uap 

(PLTU) di PT. Energi Alam Raya Semesta. 

2.  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  

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)   

3.  Paket Boiler  

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)  

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.  

5.  Atmospheric Fluidized Bed Combustion (AFBC) Boiler  

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.  

6.  Pressurized Fluidized Bed Combustion (PFBC) Boiler  

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.  

7.  Atmospheric Circulating Fluidized Bed Combustion Boilers (CFBC)  

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

       

‐  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  

2.  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  : 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)  

ii.  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  : M  = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar 

Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45 

Kkal/Kg)  

iv.  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 

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

4.  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

      x 100% 

       

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.  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. 

2.  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. 

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

Input turbin  = 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 :  

  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).  

2.  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 : 

       /        ) x 100 % 

Dimana : 

  = 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  : 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)  

ii.  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  : M  = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar 

Cp  =  panas  jenis  steam  lewat  jenuh  /  superheated  steam  (0.45 

Kkal/Kg)  

iv.  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

      x 100% 

        

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  = energi panas yang digunakan turbin  (Kkal/jam) 

Input turbin  = 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 

tingkat  yaitu  tingkatan  pertama  air  mengalami  kenaikan  suhu  sampai  171  0C  kemudian  253

  0C  dan 

269   0C. 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

(x10 )    (x10 ) 

       

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)   

Tanggal 

  

batubara 8 

Energi input 

udara 6 

 

Total input 

(x108) 

output 

(steam) 8 

  

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 

konsumsien

ergi(x10

8)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

Daya(MW) 

       

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) 

Tanggal  Flow steam (lb/jam) 

Daya input                Daya  output 

MW                         MW 

 

Efisiensi 

7  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%   

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 

Tanggal  Daya input Kec. Putar (Rpm) / daya 

Daya output 

(Load)                 Efisiensi 

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 % 

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 

Pow

er(M

W) 

       

12  

10  

8  

6 Input 

4  Output  

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 

dengan bypass main stop valve.   

j.  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 

pada tekanan positif. IDF=315 KW, PAF=250 KW, SAF=160 KW   

l.  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   

Kesimpulan yang dapat diambil dari hasil penelitian ini adalah sebagai berikut :  

1.  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. 

2.  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. 

3.  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. 

4.  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. 

5.  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 %. 

6.  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 :  

1.  Sistem pembakaran harus diperbaiki untuk meningkatkan efisiensi pembakaran sehingga dapat 

mengurangi penggunaan bahan bakar. 

2.  Pemanfaatan panas buang cerobong untuk pengeringan dan pemanasan awal batubara sehingga 

dapat meningkatkan nilai pembakaran / Gross Calorific Value (GCV) serta dapat mengurangi 

pemakaian batubara. 

3.  Melakukan  analisis  ultimate  terhadap  batubara  sebelum  di  distribusikan  ke ruang  bakar  oleh 

coal feeder. 

4.  Memindahkan ekstraksi 1 ke ekstraksi 2   untuk memudahkan pengontrolan jumlah steam yang 

masuk ke preheater dan ke daerator. 

5.  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). 

6.  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

 

Energi air umpan boiler    56 286 jam x 615 KJ/jam  3.46 x 107 KJ/jam.

Efisiensi  = 1.82 x 108  KJ/jam 

     

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) 

Kg 

  

Uap (steam)  Steam flow  = 53.1 ton/jam  Steam pressure  = 53.2 bar  Steam temperature  = 446oC = 719 K  Huap  = 3,433 KJ/Kg (sumber : Ketel uap, Tabel 2. Uap yang dipanaskan lanjut) 

Energi uap  = 53.1 ton/jam x 103 x 3,433 KJ/Kg = 1.82 x 108 KJ/Kg 

 Energi input  = 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 output  = energi uap = 1.82 x 108 KJ/jam  

2.55 x 108 KJ/jam    100%   71.37 % 

   

52

    

= 1.40 + 2.6 x 10  + 4.430 + 0.32

 

     

Efisiensi boiler (kontruksi)  Jenis boiler : Berbahan bakar batubara  Analisis Ultimate batubara  C  :38.20 persen  GCV batubara  :3575 Kkal/Kg  H2  :3.45 persen  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  

= 0.382   44  

5.754   77 

 -3 

= 6.152 Kg/Kg batubara  

= 6.152   0.23    120 27  

= 3.68%  

ii.  Persentase kehilangan panas karena penguapan kadar air karena adanya H2 dalam bahan bakar  

 9   3.45   584   0.45  120   27     3575 

 5.435%  

iii.  Persentase kehilangan panas karena kadar air dalam udara  

=   5.754   0.018   0.45    120 7   100  3575  

53 

    53.1    762.966   80.172  

     

= 0.121%  

iv.  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  

 

12   3575   100   84 %                                 

54

  

 

     

Lampiran 2. Contoh perhitungan efisiensi siklus uap dan turbin    

819.8 Kkal/Kg    

Boiler 

   

Turbin 

e 

  

196.60 

Kkal/Kg ggg 

623.196 

Kkal/Kg  

Condenser  

182.21 Kkal/Kg      

Turbine work  = 819.8 – 623.19  = 196.60  Kkal/Kg  Mechanical work/hour  = 57 199 x 196.60  = 11 236 552.6  Kkal/hours  Electrical output  = 11 236  552.6/ 860  = 13 067.59 = 13.06 MWh  Turbine cycle effisiensi  = 196.60 / 637.59  = 30.83%  Power eficiency  = 9.72 / 13.06  = 74.42 %  Heat required / lb of steam  = 637.59  / 0.84  = 759.03 Kkal / Kg  Heat required per hour  = 760 x 57 199  = 43 471 240 Kkal/hours  

43 471 240  = 25.84 % 

  

Efisiensi turbin berdasarkan siklus rankine :  Steam inlet (h3, T3)  = (3432.50, 445 C)  S3  = 6.97 KJ/Kg. K  Steam outlet (h4, T4)  = (2609, 57 C)  P4  = 19.946 KPa 

(S3, P4)  = (6.97, 19.946)  h4”  = 2357.9  

η   3   4 " 3432 .50   2357 .9 

3432 .50  2609  = 76 % 

          

55 

   

    35,167.70     314   

   

     

Lampiran 3. Generator   

Daya input : 

   35,167.70    

   2    

     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  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  9,8  9  6.6  9.9 9.6 9.3 9.3 9.7 9  9 9.9 9.9

URBINE SPEED  Rpm  3007  3007  3012  3006 3007 3008 3006 3008 3009  3005 3005 3009

P TEMPERATUR  0C  447  444  443  444 448 447 448 446 443  446 448 444

TEMPERATURE  0C  247  245  242  243 248 248 249 248 245  247 249 248

XHAUST  Temp  0C  54.9  55.1  59.9  56.6 56.5 56.4 55.7 55.4 54.9  55 56.5 56.3

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  46.7  46.8  46.4  48.4 48.4 48.4 47.5 47.2 46.6  46.7 48.2 48.1

Flow  T/h  23.02  24.81  23.92  23.86 23.35 23.14 23.28 23.32 23.28  23.54 23.67 22.78

RACTION I Press  Mpa  0.05  0.07  0.06  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.07 0.08 0.08

Temp  0C  225  225  223  220 226 228 228 227 224  226 228 229

Flow  T/h  2.63  2.91  2.87  2.79 2.67 2.61 2.83 2.79 2.77  2.75 2.77 2.98

ACTION II  Press  Mpa  0.03  0.06  0.05  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  202  206  200  199 202 204 204 204 202  203 204 205

               

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

POWER  MW  9.7  9.6  10.5  9.6 9.8 9.9 9.8 9.5 9.3  8.9 8.8 9.8

URBINE SPEED  Rpm  3011  3005  3005  3005 3010 3011 3010 3007 3009  3011 3010 3005

P TEMPERATUR  0C  447  443  444  442 447 442 441 442 440  441 447 446

TEMPERATURE  0C  249  244  246  243 248 244 244 244 243  241 247 248

XHAUST  Temp  0C  56.4  55.2  56.7  55.3 55.7 55.6 55.6 55.1 54.6  54.2 53.9 54.8

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  48.2  47 48.3  47.1 47.6 47.4 47.5 47 46.3  46 45.2 46.4

Flow  T/h  22.66  22.16  23.69  23.06 23.33 22.74 22.61 23.4 22.25  23.3 22.9 23

RACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.07224 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.07 7 0.08

Temp  0C  229  225  225  2.93 227 227 226 224 224  223 225 227

Flow  T/h  2.98  2.95  2.89  0.06 2.91 2.95 2.92 2.98 2.95  2.98 2.96 2.98

ACTION II  Press  Mpa  0.86  0.06  0.06  201 0.06 0.06 0.06 0.006 0.06  6 6 0.06

Temp  0C  205  202  202  23.9 203 203 202 201 201  200 202 203

               

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  10.4  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

P TEMPERATUR  0 C  447  447  448  447 448 446 448 447  444  446 449 443

P TEMPERATURE  0 C  251  246  246  245 246 246 249 247  245  246 248 246

EXHAUST  Temp  0 C  55.9  55.6  55.3  55.6 55.6 55.2 55.6 55.1  54.1  54.9 56.2 56

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  47.7  47.4  47.1  47.4 47.5 46.9 47.4 46.9  46  46.6 47.9 47.7

Flow  T/h  23.2  23.23  23.34  23.29 23.79 25.74 23.92 23.43  22.96  23.45 24 23.08

RACTION I 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

Temp  0 C  227  227  226  225 225 227 227 227  226  226 228 227

Flow  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

RACTION II  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

Temp  0 C  203  203  203  202 203 204 204 204  203  203 204 203

           

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

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

P TEMPERATUR  0 C  450  446  458  446 446 445 446 449  442  449 441 450

P TEMPERATURE  0 C  250  249  251  248 247 246 248 249  244  247 244 250

EXHAUST  Temp  0 C  55.3  56.7  55.7  55.7 55.5 56.1 55.6 54.2  54.4  53.8 54.1 55.1

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  47.1  48.5  47.5  47.5 47.4 47.8 47.5 46.6  46.2  45.6 45.9 46.8

Flow  T/h  22.9  23.74  23.07  22.29 22.87 23.3 23 22  22.2  22.5 23.06 22.87

RACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 8 0.08  8  0.08 0.07 0.08

Temp  0 C  229  22.9  229  228 227 225 228 228  226  226 224 229

Flow  T/h  2.77  2.79  2.91  2.95 2.91 2.91 295 2.93  2.93  2.96 2.98 2.96

RACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 6 0.06 0.06  6  0.06 0.06 0.06

Temp  0 C  205  204  205  205 204 202 202 204  202  203 202 205

           

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  9.5  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

P TEMPERATUR  0 C  451  441  447  440 445 442 448 443  446  447 448 446

P TEMPERATURE  0 C  250  245  247  242 245 244 247 245  247  247 248 244

EXHAUST  Temp  0 C  54.6  55.4  55.5  55.5 56.2 55.5 54.8 55.8  55.6  54.9 55.4 53.8

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  46.4  471  47.3  47.6 47.9 47.4 46.6 47.5  47.4  46.8 47.4 45.5

Flow  T/h  22.64  23.39  22.86  23.75 23.43 22.84 22.86 23.69  23.23  23.23 22.74 22.96

RACTION I 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

Temp  0 C  229  229  225  222 222 223 226 226  226  227 228 225

Flow  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

RACTION II  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

Temp  0 C  205  205  202  199 200 200 203 202  202  203 204 202

           

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

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

P TEMPERATUR  0 C  449  446  446  453 450 449 446 445  448  447 452 447

P TEMPERATURE  0 C  250  248  248  251 250 249 247 245  248  246 250 247

EXHAUST  Temp  0 C  55.7  55.7  55.8  55.4 55.2 55.8 55.2 54.3  53.6  53.9 54.2 54.8

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  47.4  47.6  47.7  47.3 47.1 47.7 47 46  45.4  45.6 46 46.6

Flow  T/h  23.24  23.31  22.27  22.44 22.3 22.9 22.6 22.64  22.29  22.24 22.92 23.24

RACTION I 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

Temp  0 C  227  228  228  228 228 227 227 227  227  225 228 229

Flow  T/h  2.87  2.87  2.89  2.89 2.91 2.87 2.87 2.91  2.87  2.91 2.93 2.95

RACTION II  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

Temp  0 C  204  204  204  205 204 204 203 204  204  202 205 205

           

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  10.1  9.9  9.6  9.4 9.8 10 10.4 10.2  9.8 2.3 9.6

URBINE SPEED  Rpm  3006  3007  3007  3009 3007 3007 3006 3009  3005 3014 3016

P TEMPERATUR  0C  446  444  449  443 448 447 448 444  449 427 446

TEMPERATURE  0C  249  247  249  244 248 249 250 248  250 235 247

XHAUST  Temp  0C  54.8  55.2  55.4  55.9 56.2 56.7 57 57  56.4 73 55.1

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  46.6  47  47.3  47.7 47.9 48.5 48.7 48.7  48.2 39.9 46.8

Flow  T/h  23.11  23.4  22.91  22.88 23.03 22.93 23.25 23.15  22.52 24.57 22.73

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.09 0.09 0.09  0.08 0.03 0.08

Temp  0C  228  229  227  227 227 229 229 229  228 210 223

Flow  T/h  3  2.96  2.91  2.83 2.75 2.71 2.71 2.67  2.65 2.71 2.55

ACTION II  Press  Mpa  0.07  0.06  0.06  0.06 0.06 0.07 0.07 0.07  0.06 0.03 0.06

Temp  0C  204  205  204  203 204 204 205 205  204 177 201

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  9.6  9.7  9.9  9.9 9.5 9.4 9.7 9.9  9.5 9.2 9.6

URBINE SPEED  Rpm  3008  3009  3007  3007 3010 3006 3007 3004  3005 3006 3008

P TEMPERATUR  0C  446  448  446  444 448 446 447 447  446 448 440

TEMPERATURE  0C  249  248  248  250 250 246 248 247  247 251 245

XHAUST  Temp  0C  55.7  56  56.2  56.2 55.6 55 55.5 55.9  55.1 54.4 55.1

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  47.7  47.8  48  48.1 47.5 46.7 47.2 47.7  47 46.3 46.8

Flow  T/h  22.7  22.5  22.6  22.5 22.3 22.69 23.14 23.54  22.9 23.27 23.74

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.09

Temp  0C  227  227  229  299 229 226 226 226  227 229 230

Flow  T/h  2.55  2.65  2.63  2.63 2.71 2.73 2.71 2.75  2.75 2.77 2.79

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.07  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  203  207  205  205 205 203 203 203  203 205 206

             

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

P TEMPERATUR  0 C  443  443  442  442 440 445 438 442  445  446 444 443

P TEMPERATURE  0 C  246  244  245  244 243 247 246 248  249  250 246 246

EXHAUST  Temp  0 C  55.3  55.6  56.3  56 56.6 57.5 57.6 57.3  56.9  56.9 55.5 54.5

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0 C  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  T/h  22.98  23.08  23.23  22.86 23.25 23.59 22.77 22.6  22.61  23.01 22.93 23.69

RACTION I 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

Temp  0 C  225  224  225  225 225 225 227 227  229  228 227 225

Flow  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

RACTION II  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

Temp  0 C  201  200  201  201 201 201 203 203  205  204 203 202

           

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

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

P TEMPERATUR  0 C  447  446  447  446 447 446 447 447  448  444 445 447

P TEMPERATURE  0 C  248  248  248  246 247 247 247 247  248  246 247 248

EXHAUST  Temp  0 C  54.3  55.3  56.5  53.6 55.1 55.3 55.2 54.8  54.1  54 54.7 56.3

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0 C  46.1  46.9  48.1  45.4 46.8 47.1 46.9 46.5  45.9  46.3 47.9 46.4

Flow  T/h  22.2  22.5  23.39  22.9 22.3 22.72 23.04 23.09  22.64  0.08 23.81 23

RACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.07 0.08 0.08 0.08 0.08  0.07  227 227 0.08

Temp  0 C  229  227  227  227 226 226 226 226  226  2.85 2.87 227

Flow  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

RACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06  203 203 0.06

Temp  0 C  204  203  203  203 202 202 202 203  203  203 202 203

           

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

P TEMPERATUR  0 C  448  441  439  443 446 449 445 451  431  429 450 447

P TEMPERATURE  0 C  251  244  245  243 247 250 246 251  261  230 250 248

EXHAUST  Temp  0 C  5539  55.3  56.7  56.8 57 57 55.6 56.9  53.5  63.7 56 54.7

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  47.8  47  48.4  48.6 48.9 49 47.5 48.6  35  40.8 47.9 46.5

Flow  T/h  23.24  22.48  23.11  22.29 22.36 22.82 23.15 22.84  26.13  24.8 23.12 23.52

RACTION I 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

Temp  0 C  230  225  225  225 226 229 226 226  213  192 224 227

Flow  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

RACTION II  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

Temp  0 C  205  202  201  201 202 204 202 203  181  182 201 205

           

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

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

P TEMPERATUR  0 C  448  446  444  444 450 448 445 446  449  447 444 445

P TEMPERATURE  0 C  248  248  247  246 251 250 248 248  250  249 247 248

EXHAUST  Temp  0 C  54.2  55.7  56  56.3 56.3 56.4 56 56.1  55.3  55.2 54.7 55.8

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  46.2  47.6  47.8  48.1 48.2 48.1 47.8 47.8  47.2  47 46.5 47.2

Flow  T/h  22.6  22.88  23.07  23.1 22.9 24.05 22.95 22.86  23.08  23.29 22.16 22.81

RACTION I 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

Temp  0 C  227  228  226  226 230 228 228 227  229  229 229 228

Flow  T/h  2.77  2.81  2.79  2.85 2.81 2.83 2.85 2.83  2.83  2.87 2.85 2.85

RACTION II  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

Temp  0 C  204  204  203  203 205 204 204 203  205  205 204 204

           

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

P TEMPERATUR  0 C  443  443  450  444 450 449 447 442  443  444 441 441

P TEMPERATURE  0 C  246  246  251  247 250 251 246 245  243  243 244 248

EXHAUST  Temp  0 C  54.7  54.9  55.2  55.2 55.7 57.1 56.1 56.5  55.4  52.8 57.5 57.6

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0 C  46.6  46.5  46.9  47 47.4 48.9 48.1 48.4  47.2  44.7 49.2 49.3

Flow  T/h  24.41  23.13  22.82  22.59 22.66 23.44 22.63 22.64  22.63  23.2 23.42 23.4

RACTION I 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

Temp  0 C  227  225  230  226 227 231 225 225  224  223 223 226

Flow  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

RACTION II  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

Temp  0 C  203  203  205  203 204 206 202 201  201  201 200 202

           

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00  6:00 

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

P TEMPERATUR  0 C  443  446  446  445 445 448 450 450  446  447 445 445

P TEMPERATURE  0 C  245  248  248  247 248 250 251 252  248  248 247 248

EXHAUST  Temp  0 C  54.9  56.5  56.5  56.4 56 53.9 55.4 55.5  54.8  54.4 54.8 56.1

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08

NDENSER  Temp  0 C  46.6  48.4  48.1  48 47.9 46.3 47.2 47.4  46.7  46.3 46.5 47.9

Flow  T/h  22.92  22.97  23.3  23.22 22.84 23.05 22.79 23.1  22.81  22.54 23.72 23.28

RACTION I 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

Temp  0 C  226  226  227  227 228 230 230 231  228  228 226 227

Flow  T/h  2.73  2.75  2.73  2.93 2.93 2.95 2.93 2.93  2.93  2.95 2.95 2.96

RACTION II  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

Temp  0 C  202  203  203  203 204 206 206 206  204  204 203 203

           

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.9  10.3  9.5  10.1 9.7 9.8 10 9.9  9.7 9.7 10.2

URBINE SPEED  Rpm  3012  3010  3010  3003 3005 3011 3011 3010  3014 3012 3004

P TEMPERATUR  0C  449  452  444  442 446 448 443 447  446 448 449

TEMPERATURE  0C  250  251  245  243 247 251 247 249  250 250 252

XHAUST  Temp  0C  55.5  56  55.4  56.7 57.2 26.7 57.3 57.1  56.9 56.9 57.4

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  47.4  47.8  47.5  48.6 49 48.6 49.1 49.1  48.9 48.8 49.1

Flow  T/h  23.28  23.1  22.77  22.56 22.54 23.26 23.46 22.27  22.9 229 23.5

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  229  228  227  226 225 229 228 227  229 229 231

Flow  T/h  2.96  2.95  2.89  2.83 2.79 2.75 2.71 2.69  2.71 2.71 2.73

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  205  204  203  202 201 204 204 203  205 206 206

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  10.2  10  10.1  8.4 10.2 9.7 9.8 9.3  9 8.9 9.5

URBINE SPEED  Rpm  3005  3008  3009  3014 3007 3009 3009 3010  3009 3011 3007

P TEMPERATUR  0C  445  447  444  445 444 447 449 443  450 447 449

TEMPERATURE  0C  248  249  247  247 248 248 250 247  249 247 249

XHAUST  Temp  0C  56.9  56.1  56.2  53.5 56.3 55.7 55.6 54.7  54.3 53.8 54.4

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  48.6  48.1  48.1  48.1 48.1 47.6 47.4 46.6  46.2 45.7 46.1

Flow  T/h  23.55  22.94  23.08  23.08 23.89 22.82 23.37 23.18  23.1 22.75 23.16

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.07 0.07

Temp  0C  228  228  227  227 227 228 229 228  228 227 228

Flow  T/h  2.83  2.87  2.89  2.89 2.87 2.95 2.93 2.93  2.93 2.95 2.93

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  204  205  204  204 204 204 205 204  204 204 204

             

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.7  9.4  10.1  9.9 9.8 10.1 10.2 8.9  8.6 8.7 9.3

URBINE SPEED  Rpm  3017  3006  3014  3009 3005 3005 3005 3002  3009 3006 3007

P TEMPERATUR  0C  448  448  456  450 447 453 449 445  446 445 449

TEMPERATURE  0C  250  250  256  262 251 256 253 245  249 248 252

XHAUST  Temp  0C  55.4  54.9  56.3  56.4 56.5 57.2 57.6 55.7  54.6 55.1 56.1

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  47.3  46.5  48.1  48.1 48.4 49 49.5 47.6  46.5 47 47.9

Flow  T/h  22.89  22.8  23.28  23.18 23.29 23.5 23.6 23.7  22.1 23.08 23.3

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.07  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  230  229  233  232 234 235 233 228  227 227 229

Flow  T/h  2.89  2.89  2.87  2.83 2.79 2.73 2.71 2.67  2.65 2.65 2.67

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  205  205  208  207 209 210 208 206  204 206 206

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00

POWER  MW  9  9.9  10  10.2 10 9.4 7.9 8.7  9.2 9.1 9.6

URBINE SPEED  Rpm  3011  3007  3007  3005 3011 3014 3007 3012  3007 3012 3007

P TEMPERATUR  0C  444  448  446  440 450 447 441 446  445 451 449

TEMPERATURE  0C  248  250  249  245 251 249 244 247  246 252 250

XHAUST  Temp  0C  54.8  56  56.3  56.7 55.9 55 52.2 53.3  54.2 53.9 54.4

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  46.5  47.9  48.1  48.5 47.6 47 44.4 45.2  46 45.7 46.1

Flow  T/h  22.34  23.34  23.66  23.96 23.54 22.23 23.1 22.89  23.8 22.05 22.18

ACTION I Press  Mpa  0.07  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.07 0.07  0.08 0.07 0.08

Temp  0C  229  228  229  228 229 229 226 227  226 231 230

Flow  T/h  2.79  2.83  2.83  2.87 2.87 2.91 2.87 2.91  2.95 2.95 2.95

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.05 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  206  205  205  204 205 206 203 204  203 207 206

             

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.5  9.5  9.6  9.8 9.4 9.6 9.9 9.8  8.8 9 10

URBINE SPEED  Rpm  3014  3013  3009  3006 3009 3006 3006 3005  3012 3007 3007

P TEMPERATUR  0C  449  447  447  448 446 445 445 451  445 442 449

TEMPERATURE  0C  249  249  249  250 248 248 251 254  247 244 250

XHAUST  Temp  0C  55.1  54.6  55.1  56 55.7 56.3 56.7 57  55.3 55.1 56.7

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  47  46.4  46.8  47.8 47.6 48.2 48.5 48.9  47.5 47 46.54

Flow  T/h  22.27  23.7  23.7  23.36 22.94 23.1 23.4 23.4  22 21.91 22.97

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  229  229  228  228 229 228 229 232  228 226 228

Flow  T/h  2.91  2.91  2.87  2.81 2.75 2.69 2.67 2.63  2.63 2.65 2.67

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.07

Temp  0C  206  205  205  205 205 205 205 207  204 203 205

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  10  9.7  9.8  10 9.9 8.6 10.1 9.7  9 8.1 9.3

URBINE SPEED  Rpm  3014  3009  3008  3006 3007 3014 3005 3008  3010 3007 3010

P TEMPERATUR  0C  451  443  443  442 445 449 447 445  443 447 448

TEMPERATURE  0C  252  246  246  245 248 249 247 248  246 247 248

XHAUST  Temp  0C  57  56  55.9  56.2 56.2 53.8 55.7 55.7  54.4 52.3 54.3

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  48.9  48.1  47.8  47.9 48.1 45.8 47.2 47.5  46.2 44.1 46.1

Flow  T/h  23.24  22.58  22.53  23.39 23.46 23.05 23.62 22.77  22.97 23.57 23.6

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.07 0.08 0.07 0.07 0.08  0.08 0.07 0.07

Temp  0C  229  327  226  226 228 229 225 227  226 227 227

Flow  T/h  2.67  2.65  2.65  2.69 2.75 2.79 2.77 2.75  2.75 2.83 2.83

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.05  0.06 0.05 0.05

Temp  0C  205  203  203  202 204 206 203 203  202 204 204

             

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.8  9.89  9.4  10.09 9.99 10.1 9.6 9.2  9.3 6.5 10.2

URBINE SPEED  Rpm  3008  3011  3008  3005 3005 3005 3007 3006  3009 3008 3006

P TEMPERATUR  0C  447  448  444  447 446 444 442 446  446 446 447

TEMPERATURE  0C  249  250  250  250 249 249 246 249  249 248 249

XHAUST  Temp  0C  55.7  55.4  55.1  56.5 56.6 57.1 56.1 55.7  55.9 52.3 56.9

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  47.6  47.2  47  48.3 48.4 48.8 47.7 47.6  47.9 44.3 48.6

Flow  T/h  22.9  229  22.6  23.2 23.3 23.4 22.53 22.6  22.67 23.48 23.91

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.07  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.07 0.08

Temp  0C  229  229  228  229 229 230 227 227  229 228 227

Flow  T/h  2.75  2.79  2.75  2.71 2.67 2.65 2.63 2.69  2.69 2.73 2.77

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.05 0.06

Temp  0C  204  206  204  205 205 206 204 204  205 205 204

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  9.3  10  9.8  9.8 10.1 9.9 10 10  9.8 9.6 10.4

URBINE SPEED  Rpm  3012  3005  3009  3012 3007 3011 3013 3013  3015 3010 3006

P TEMPERATUR  0C  447  447  444  449 450 445 446 442  447 446 447

TEMPERATURE  0C  248  250  248  251 253 250 248 245  250 249 250

XHAUST  Temp  0C  54.9  55.9  55.3  55.3 55.6 55.5 55.7 555.6  55.1 54.9 55.6

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09

NDENSER  Temp  0C  46.9  47.8  46.9  47.1 47.4 47.3 47.6 47.4  46.9 46.6 47.1

Flow  T/h  23.22  23.6  22.41  22.05 22.78 22.48 22.43 24.27  21.92 22.64 23.64

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  229  229  229  229 231 230 229 226  229 227 228

Flow  T/h  2.81  2.83  2.87  2.87 2.91 2.93 2.89 2.91  2.91 2.95 2.91

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.86 0.06

Temp  0C  206  206  205  206 207 206 205 203  205 205 205

             

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.8  9.7  9.5  9.4 10 10.1 10.3 9.9  9.7 9.8 9.8

URBINE SPEED  Rpm  3008  3005  3010  3010 3009 3005 3004 3006  3007 3009 3008

P TEMPERATUR  0C  447  448  446  446 448 449 447 445  443 447 448

TEMPERATURE  0C  250  250  249  249 248 252 251 250  249 250 251

XHAUST  Temp  0C  55.7  54.1  55  55.1 57 56.7 57.1 57.4  56.6 56.5 56.7

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  47.6  45.9  46.9  46.9 48.8 48.3 48.9 49.5  48.4 48.3 48.6

Flow  T/h  22.8  21.9  22.4  22.3 23.8 22.91 22.95 22.41  23.51 23.32 23.74

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.07  0.08  0.08 0.08 0.08 0.09 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  230  229  228  228 227 231 230 230  230 230 230

Flow  T/h  2.91  2.89  2.81  2.77 2.71 2.67 2.63 2.63  2.65 2.67 2.67

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.05  0.06  0.06 0.06 0.06 0.07 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  205  206  205  205 204 207 206 206  207 206 207

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  10.2  10.2  10.5  10 10.6 9.9 10.1 10.3  10 9.9 10.2

URBINE SPEED  Rpm  3006  3005  3006  3007 3007 3010 3014 3011  3014 3010 3005

P TEMPERATUR  0C  443  445  448  448 447 443 448 449  446 449 446

TEMPERATURE  0C  245  249  252  251 250 249 250 251  250 250 249

XHAUST  Temp  0C  57.4  57.4  57.8  57 57.5 56.2 56.4 56.6  56.2 56.5 55.9

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08  ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09  ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  49  49.5  49.7  49.1 49.3 48 48.2 48.5  47.9 47.5 47.7

Flow  T/h  22.88  22.51  22.94  22.38 23.78 22.19 22.31 22.44  22.12 22.77 22.64

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.08  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  227  229  230  231 230 230 229 229  231 229 230

Flow  T/h  2.71  2.77  2.79  2.83 2.81 2.85 2.81 2.81  2.83 2.87 2.85

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  204  205  206  207 206 206 206 205  207 205 206

             

Description  Unit  7:00  8:00  9:00  10:00  11:00  12:00  13:00  14:00  15:00  16:00  17:00

POWER  MW  9.8  9.5  10  10.1 9.9 10.3 9.4 10.1  9.4 9.5 10.1

URBINE SPEED  Rpm  3007  3005  3005  3006 3005 3006 3009 3005  3010 3009 3006

P TEMPERATUR  0C  444  449  448  448 448 446 446 445  446 443 445

TEMPERATURE  0C  247  250  250  250 251 250 249 249  250 247 249

XHAUST  Temp  0C  55.5  54.7  55.9  56.5 56.3 57.7 55.9 57.2  56.2 56.1 57.1

Press  Mpa  ‐0.08  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  46.8  46.5  47.8  48.2 48 49.5 47.8 49.1  48.2 48 48.9

Flow  T/h  22.69  22.32  23.2  23.45 23.03 23.66 22.28 22.96  23.32 23.71 23.77

ACTION I Press  Mpa  0.08  0.07  0.08  0.08 0.08 0.08 0.08 0.08  0.08 0.08 0.08

Temp  0C  227  229  299  229 230 231 229 229  230 228 228

Flow  T/h  2.89  2.91  2.83  2.79 2.79 2.77 2.73 2.71  2.71 2.81 2.81

ACTION II  Press  Mpa  0.07  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.06 0.06  0.06 0.06 0.06

Temp  0C  204  206  206  205 206 206 205 205  206 205 205

             

Description  Unit  19:00  20:00  21:00  22:00  23:00  0:00  1:00  2:00  3:00  4:00  5:00 

POWER  MW  9.5  10.3  10.3  9.9 9.9 10.5 9.5 9  8.6 8.5 9.2

URBINE SPEED  Rpm  3006  3006  3005  3006 3006 3009 3005 3005  3006 3006 3004

P TEMPERATUR  0C  443  440  444  448 442 454 445 446  447 446 448

TEMPERATURE  0C  245  245  247  251 246 254 248 247  249 247 250

XHAUST  Temp  0C  54.4  55.6  55.8  55.1 54.9 55.6 54.3 53.3  52.8 52 53.4

Press  Mpa  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09  ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08  ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08

NDENSER  Temp  0C  46.2  47  47.4  47.1 46.6 47.3 46 45  44.6 44.3 44.9

Flow  T/h  21.66  23.74  22.71  22.14 22.18 22.64 23.66 22.7  22.86 23.21 23.26

ACTION I Press  Mpa  0.07  0.07  0.08  0.08 0.08 0.08 0.07 0.07  0.07 0.07 0.07

Temp  0C  226  227  227  229 226 232 229 227  228 227 229

Flow  T/h  2.89  2.87  2.91  2.89 2.87 2.87 2.91 2.95  2.95 2.91 2.93

ACTION II  Press  Mpa  0.06  0.06  0.06  0.06 0.06 0.06 0.05 0.05  0.05 0.05 0.05

Temp  0C  204  204  204  205 203 207 205 205  205 205 206