ANALISIS UJI UNJUK KERJA DI PLTGU PASCA TURBINE …

28 Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 15 No. 1 Januari 2016

ANALISIS UJI UNJUK KERJA DI PLTGU

PASCA TURBINE INSPECTION (TI)

Titi Puspita Sari Ika Pratiwi [1], I Gede Eka Lesmana [2]

Jl. Srengseng Sawah Jagakarsa, Jakarta Selatan 12640 - Indonesia

Telp: (021) 78880305, 7270086, Fax: (021) 7864721, 7271868

Email: [email protected], Website: www.univpancasila.ac.id

ABSTRACT

Due to high demand of electric power, is necessary the performance of plants under optimal

conditions. After three years of operation, in 2014 PLTGU decreased plant performance. To restore the

performance back is to do Turbine Inspection (TI).Turbine Inspection (TI) are activities carried out after the

plant has been in operation 16000 and 32000 hours and getting permission from the regulatory burden to

shutdown the unit for 16 days.The results of the data collection, calculation, analysis of performance test

found that Plant Heat Rate in testing after turbine inspection of 8016,684 kJ/kWh lower than before the

turbine inspection thatis 8058,740 kJ/kWh, this indicates an increase in performance reach out 0,525% due

to the cleaning, repair and replacement on some equipment main (gas turbine, HRSG and steam turbine).

There was a decrease of Gas Turbine Heat Rate in testing after turbine inspection of 334,705 kJ / kWh and

increase the efficiency of gas turbine compressors at 1,239%, which is caused by several factors, including:

the cleanliness of the motion of the blade (blade) gas turbines and compressors, mechanical efficiency

increase due to hygiene rotor and bearing. Efficiency turbine HRSG after inspection by 82,68% higher than

before the turbine inspection, due to hygiene in the HRSG tube that can optimize heat transfer and isolation

of the meeting thus reducing heat loss. Decrease Steam Turbine Heat Rate 53,089 kJ / kWh and an increase

in ST power output by 0,536% in the test after the turbine inspection affected by the amount of heat in the

incoming HRSG.

Keywords: Turbine Inspection, Heat Rate, HRSG.

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dalam proses pembangkitan tenaga

listrik/pusat listrik, energi primer dirubah menjadi

energi mekanik penggerak generator, yang

selanjutnya energi mekanik ini diubah menjadi

energi listrik oleh generator. Salah satu jenis pusat

listrik dikenal dengan nama Pusat Listrik Tenaga

Gas dan Uap disingkat PLTGU. Pusat listrik ini

merupakan kombinasi antara Pusat Listrik Tenaga

Gas (PLTG) dengan Pusat Listrik Tenaga Uap

(PLTU). Gas buang dari PLTG dimanfaatkan

untuk menghasilkan uap dalam ketel uap

penghasil uap untuk menggerakkkan turbin uap [1].

PLTGU ini memiliki 1 unit Gas Turbine

(GT), 1 Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

dan 1 unit Steam Turbine (ST). Terdapat 2 jenis

pola operasi gas turbine, Open Cycle gas panas

keluaran gas turbine dibuang ke udara luar dan

Combine Cycle gas panas keluaran PLTG

dimanfaatkan untuk memanaskan HRSG.

Tingginya kebutuhan masyarakat akan

tenaga listrik, maka diperlukan performa

pembangkit dalam kondisi yang optimal. Setelah

tiga tahun beroperasi, pada tahun 2014 PLTGU

mengalami penurunan performa pembangkit.

Usaha-usaha pun dilakukan dengan melakukan

inovasi penambahan spray water pada air intake

untuk menurunkan temperature udara masuk[2],

selain itu juga dapat dilakukan pemeliharaan

secara terjadwal untuk menaikkan kembali

performa pembangkit[3].

Pemeliharaan peralatan diperlukan untuk [1]:

1. Mempertahankan efisiensi

2. Mempertahankan keandalan

3. Mempertahankan umur ekonomis

Jadwal pemeliharaan di PLTGU ada

berbagai macam yaitu Combustor Inspection (CI),

Turbin Inspection (TI), Combustor Inspection

(CI), Turbin Inspection (TI), Combustor

Inspection (CI) dan Major Inspection (MOI).

Pada tahun 2014 diadakan pemeliharaan Turbin

Inspection (TI) [4]. Dengan adanya kegiatan

Turbin Inspection (TI), diperoleh topik bahasan

dengan judul “Analisis Uji Unjuk Kerja di

PLTGU Pasca Turbin Inspection (TI)”.

1.2 Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui

seberapa besar kenaikan performa peralatan

mailto:[email protected]

http://www.univpancasila.ac.id/

Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 14 No. 1 Januari 2016 29

utama di PLTGU setelah dilakukan Turbin

Inspection (TI)?

II. LANDASAN TEORI TEORI

2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap

PLTGU merupakan suatu instalasi peralatan

yang berfungsi untuk mengubah energi panas

(hasil pembakaran bahan bakar dan udara)

menjadi energi listrik yang bermanfaat. Pada

dasarnya, sistem PLTGU ini merupakan

penggabungan antara PLTG dan PLTU. PLTU

memanfaatkan energi panas dan uap dari gas

buang hasil pembakaran di PLTG untuk

memanaskan air di HRSG (Heat Recovery Steam

Generator), sehingga menjadi uap jenuh kering.

Uap jenuh kering inilah yang akan digunakan

untuk memutar sudu (baling-baling).

Dengan menggabungkan siklus tunggal

PLTG menjadi unit pembangkit siklus kombinasi

(PLTGU) maka dapat diperoleh beberapa

keuntungan, diantaranya adalah:

Efisiensi termalnya tinggi

Biaya pemakaian bahan bakar (konsumsi

energi) lebih rendah

Pembangunannya relatif cepat

Kapasitas dayanya bervariasi dari kecil hingga

besar

Menggunakan bahan bakar gas yang bersih

dan ramah lingkungan

Fleksibilitasnya tinggi

Skema siklus PLTGU dapat dilihat pada gambar

di bawah ini:

Gambar 1. Diagram Combined Cycle [5]

2.2 Peralatan Utama PLTGU

Peralatan utama PLTGU yaitu:

1. Turbin Gas

2. Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

3. Turbin Uap

4. Kondensor

5. Condensate Pump

6. Deaerator

7. Boiler Feed Pump

Gambar 2. Heat Recovery Steam Generator

(HRSG)

2.3 Turbine Inspection (TI)

Tabel 1 Type of Inspection & Maintenance [4]

Turbin Inspection (TI) adalah kegiatan yang

dilakukan setelah pembangkit telah beroperasi

16000 dan 32000 jam dan mendapatkan ijin dari

pengatur beban untuk shutdown unit selama 16

hari. Uraian kegiatan yang dilakukan yaitu :

pengecekan dan pembersihan pada sudu turbin,

vanes, seals, compressor IGV, tubes, dilakukan

pengangkatan pada ruang bakar dan ditambahkan

semua kegiatan CI. Apabila terdapat komponen

yang rusak dilakukan perbaikan dan penggantian.

Selain Turbin Inspection (TI) ada juga

pemeliharaan lainnya yaitu:

1. Combustor Inspection (CI)

2. Major Overhaul Inspection (MOI)

III. METODE PENELITIAN

3.1 Metode Perhitungan Setelah didapat perhitungan untuk masing-

masing parameter maka dapat dimulai untuk


menganalisa hasil perhitungan parameter sebelum dan setelah Turbin Inspection (TI).

Gambar 3 Bagan alir proses perhitungan

3.2 Sumber Data

Data untuk perhitungan dan analisa diambil

dari data sheet dapat dilihat dari contoh form

pengambilan data di PLTGU.

Gambar 4 Parameter perhitungan [7]

Dapat dilihat pada gambar diatas bagan alir

untuk perhitungan Plant Heat Rate PLTGU dan

proses analisa hasil perhitungan setelah Turbin

Inspection (TI).

IV. ANALISIS UJI UNJUK KERJA PLTGU

4.1 Net Plant Heat Rate

Dimana:

HRpN : Net Plant Heat Rate (kJ/kWh)

Fgas : Massa aliran bahan bakar gas

(cf/h)

HHVgas : Nilai kalor gas (BTU/cf)

PN : Daya netto pembangkit (MW)

Tabel 2 Plant Heat Rate

Konfigurasi Combine cycle (1-1-1) yaitu 1

turbin gas, 1 HRSG dan 1 turbin uap.

Gambar 5 Grafik Plant Heat Rate

Plant Heat Rate mengalami penurunan

yang mengindikasikan terjadi kenaikan kinerja

pada peralatan utama (turbin gas, HRSG dan

turbin uap).

4.2 Gas Turbine Heat Rate (Netto)

Dimana:

HRCGGT : Gas Turbine Heat Rate(Netto)

(kJ/kWh)

GFGAS ;Masa aliran bahan bakar Gas (cf/h)

HHVGAS : Nilai kalor gas (BTU/cf)

GTKWNett : Energi netto gas turbine (MW)

Efisiensi Kompresor Gas Turbin (Gas Turbine

Compressor Efficiency)

ηC = 1001

12

15,2731/)1(

xPa

PCSx

CTCT

CTKK


ηC = 1001

03,1

40,15

68,3191,436

15,27368,3140,1/)140,1(

xx

=

87,698 %

Dimana:

ηC : Efisiensi kompresor GT (%)

T1C : Temperatur udara masuk

kompresor GT (0C)

T2C : Temperatur udara keluar

kompresor GT (0C)

PCS : Tekanan udara keluar

kompresor GT kPa (A)

Pa : Tekanan lingkungan (Ambient) kPa

(A)

K : Rasio panas spesifik (1,4 constant)

Tabel 3 Gas Turbine Heat rate dan Efisiensi

Kompresor

Gambar 6 Grafik Gas Turbine Heat Rate

Gas Turbine Heat Rate pada pengujian setelah

inspeksi lebih rendah dibanding sebelum inspeksi

dan power output mengalami peningkatan

3,600%. Hal tersebut disebabkan oleh exhaust

temperature yang lebih rendah dan compressor

pressure discharge lebih tinggi sehingga volume

bahan bakar masih bisa dinaikkan agar power

output yang dihasilkan tinggi. Hal ini terlihat gas

flowrate dan power output yang meningkat

sehingga heat rate menjadi lebih baik.

Gambar 7 Grafik Efisiensi Turbin Gas

Efisiensi kompresor turbin gas mengalami

peningkatan sebesar 1,239 %. Pada pengujian

setelah inspeksi terlihat bahwa kenaikan

kompresor disebabkan kondisi compressor

pressure discharge naik dan compressor

temperature discharge turun. Hal ini didukung

oleh kondisi DP air intake yang lebih rendah

dibandingkan sebelum inspeksi. Dengan DP air

intake yang rendah menunjukkan kondisi air

intake filter bersih, sehingga volume udara yang

dihisap kompresor menjadi lebih banyak.

Kenaikan performa ini disebabkan beberapa

faktor antara lain:

- Kebersihan sudu gerak (blade) turbin gas

- Kebersihan sudu gerak (blade) kompresor

- Efisiensi mekanis yang naik disebabkan

kebersihan rotor dan bearing.

4.3 Effisiensi HRSG

HP System Heat Output

Dimana:

QHP : Panas yang diserap sistem HP

(kJ/h)

Wshp : Masa aliran uap HP (t/h)

Wwhp : Aliran air umpan HP (t/h)

Wsw : Aliran spray air HP (t/h)

Whpbd ; Aliran continuous bd HP (t/h)

Hshp : Entalpi uap HP (kJ/kg)

Hwhp : Entalpi air umpan HP (kJ/kg)

Hhpbd ; Entalpi air drum HP (kJ/kg)


LP System Heat Output

LP System Heat Output

Dimana:

QLP : Panas yang diserap sistem LP

(kJ/h)

Wslp : Masa aliran uap LP (t/h)

Wwlp: Aliran air umpan LP (t/h)

Wfh : Aliran air umpan LP ke

pemanas bahan bakar gas (t/h)

Wfd : Aliran air umpan LP ke

deaerator (t/h)

Wlpbd : Aliran continuous blow down

LP (t/h)

Hslp : Entalpi uap LP (kJ/kg)

Hwlp : Entalpi air umpan LP (kJ/kg)

Hwfd : Entalpi air umpan LP ke

deaerator (kJ/kg)

Hlpbd : Entalpi air drum LP

(kJ/kg)

Boiler Heat Output

Qo = QHP + QLP

Qo = 654125278,5 kJ/h + 105286062

kJ/h

= 759411340,500 kJ/h

Dimana:

Qo : Panas yang diserap HRSG

(kJ/h)

QHP : Panas yang diserap sistem HP

QLP : Panas yang diserap sistem LP

HRSG Inlet Flue Gas Flow

Aliran gas buang/sisa pembakaran

(outlet gas turbine) yang dimanfaatkan untuk

proses pemanasan dalam HRSG:

Panas spesifik gas buang masuk HRSG:

Panas spesifik gas buang keluar HRSG:

Dimana:

WGBF : Aliran gas buang masuk HRSG

(t/h)


(kJ/h)

CPGSI : Panas spesifik gas buang

masuk HRSG (kJ/kg0C)

CPGSO : Panas spesifik gas buang

keluar

HRSG (kJ/kg0C)

TGASI : Temperatur gas buang masuk

HRSG (0C)

TGASO : Temperatur gas buang keluar

HRSG (0C)

LRAD : Kehilangan panas karena

radiasi (0,995%)

Boiler Heat Input

Panas dari gas buang/sisa pembakaran (flue gas)

turbin gas (PLTG) (outlet gas turbine) yang

digunakan untuk memanaskan boiler:

Kalor spesifik (heat spesific) gas panas sisa

pembakaran pada lingkungan (ambient

temperature):

Dimana:

Qi : Panas yang digunakan untuk

memanaskan boiler (kJ/h)

WGBF : Aliran gas buang masuk HRSG

(t/h)

CPGSI : Panas spesifik gas buang

masuk

HRSG (kJ/kg0C)

CPGSA : Panas spesifik gas buang pada

lingkungan (kJ/kg0C)

TGASI : Temperatur gas buang masuk

HRSG (0C)

TAIR : Temperatur lingkungan (0C)

Effisiensi dari HRSG diperoleh dengan

membandingan panas yang diserap (heat outlet)

dengan panas yang masuk (heat inlet) HRSG:

ηHRSG = (Qo/Qi)x100

ηHRSG = (759411340,5/918496322,27) x 100

= 82,680 %


Dimana :

ΗHRSG : Efisiensi HRSG (%)


(kJ/h)



ηHRSG = (Qo/Qi)x100

ηHRSG = (759411340,5/918496322,27) x 100

= 82,680 %

Dimana :

ΗHRSG : Efisiensi HRSG (%)


(kJ/h)



Tabel 4 Heat In dan Heat Out HRSG

Gambar 8 Grafik Efisiensi HRSG

Efisiensi HRSG setelah inspeksi mengalami

kenaikan dibandingkan sebelum inspeksi. Hal ini

terlihat dari energi yang tidak terserap oleh HRSG

mengalami penurunan menjadi 17,320% pada

pengujian setelah inspeksi. Kenaikan effisiensi

HRSG dapat disebabkan beberapa faktor antara

lain:

1. Kebersihan pada tube HRSG untuk

mengoptimalkan perpindahan panas.

2. Isolasi pada pipa-pipa yang rapat

sehingga kerugian panas dapat dikurangi.

Tabel 5 Boiler Heat Input

Berdasarkan hasil pengujian setelah inspeksi,

diperoleh besarnya boiler heat input setelah

inspeksi yang lebih besar daripada sebelum

inspeksi. Besarnya boiler input dipengaruhi oleh

banyaknya inlet flue gas flow, inlet flue gas

temperature dan kondisi ambient temperature.

Dari Tabel 5 terlihat bahwa naiknya inlet flue gas

flow sebesar 18,170 t/h, turunnya inlet flue gas

temperature sebesar 2,440 0C dan turunnya

ambient heat in 0,220 0C setelah inspeksi

memberikan kontribusi penurunan boiler heat

input sebesar 0,560 %.

Tabel 6 HP System Heat Output


Dari Tabel 6 terlihat bahwa besarnya heat output

dari HP system pengujian setelah inspeksi lebih

tinggi dari pengujian sebelum inspeksi.

Tabel 7 LP System Heat Output

Dari Tabel 7 terlihat bahwa besarnya heat output

dari LP system pengujian setelah inspeksi lebih

tinggi dari pengujian sebelum inspeksi, hal ini

disebabkan penyerapan energi panas pada sisi LP

water cycle lebih baik dan menghasilkan steam

flow yang lebih banyak, dengan kondisi feedwater

flow yang hampir sama antara pengujian sebelum

dan sesudah inspeksi.

4.4 Steam Turbin Heat Rate (Netto)

Steam Turbin Heat Rate dirumuskan dengan:

Dimana:

Wmshp : Aliran uap HP (t/h)

Wmslp : Aliran uap LP (t/h)

Wcond : Aliran air condesat (t/h)

Hmshp : Enthalpy uap HP (kJ/kg)

Hmslp : Enthalpy uap LP (kJ/kg)

Hcond : Enthalpy air condensate (kJ/kg)

H.R.NC = Qst/STMWN

Dimana:

H.R.NC : Steam Turbin Heat Rate(Netto)

(kJ/kWh)

Qst : Panas masuk turbin uap (kJ/h)

STMWN : Energi output yang dihasilkan turbin

uap (MW)

Tabel 8 Steam Turbine Heat Rate

Dari hasil pengujian setelah inspeksi

menunjukkan kinerja steam turbine lebih baik

daripada sebelum inspeksi, hal ini dapat dilihat

dari besarnya power output yang dihasilkan.

Kenaikan ST power output saat ini sebesar

0,536% lebih dominan dipengaruhi oleh besarnya

heat in yang masuk HRSG.

Gambar 9 Grafik Steam Turbine Heat Rate

V. KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 KESIMPULAN

Dari hasil perhitungan dan analisa uji unjuk

kerja diperoleh kesimpulan sebagai berikut :

1. Setelah dilakukan turbine inspection

diperoleh nilai Plant Heat Rate 8016,684

kJ/kWh lebih rendah dibandingkan

sebelum turbine inspection yaitu 8058,740

kJ/kWh, sehingga mengindikasikan terjadi

kenaikan kinerja sebesar 0,525% karena

dilakukan pembersihan, perbaikan dan

penggantian pada beberapa peralatan

utama (turbin gas, HRSG dan turbin uap).

2. Terjadi penurunan Gas Turbine Heat Rate

pada pengujian setelah turbine inspection

sebesar 334,705 kJ/kWh dan peningkatan

effisiensi kompresor turbin gas sebesar

1,239%, yang disebabkan oleh beberapa

faktor diantaranya : kebersihan sudu gerak

(blade) turbin gas dan kompresor, efisiensi


mekanis yang naik disebabkan kebersihan

rotor dan bearing.

3. Effisiensi HRSG setelah turbine inspection

sebesar 82,68% lebih tinggi dari sebelum

turbine inspection, yang disebabkan

kebersihan pada tube HRSG yang dapat

mengoptimalkan perpindahan panas dan

isolasi yang rapat sehingga mengurangi

kerugian panas.

4. Penurunan Steam Turbine Heat Rate

sebesar 53,089 kJ/kWh dan kenaikan ST

power output sebesar 0,536% pada

pengujian setelah turbine inspection

dipengaruhi oleh besarnya heat in yang

masuk HRSG.

5.2 SARAN

1. Perlu dilakukan pemeliharaan yang

optimal pada peralatan utama.

2. Perlu dilakukan blade washing online

untuk membersihkan blade kompresor jika

tidak dimungkinkan unit stop.

3. Perlu dilakukan cleaning tube pada HRSG

secara periodik karena seringkali

diberlakukan pengunduran jadwal dalam

pelaksanaan pemeliharan disebabkan

kebutuhan listrik yang tinggi sehingga unit

tidak diperbolehkan stop.

4. Perlu dilakukan monitoring terhadap

kinerja pembangkit secara rutin, sehingga

dapat dilakukan tindakan perbaikan

terhadap degradasi heat rate yang terjadi.

DAFTAR PUSTAKA

[1] Djiteng Marsudi, Pembangkitan Energi

Listrik, Erlangga, 2005.

[2] O. R. AL-Hamdan, A. A. Saker, Studying

the Role Played by Evaporative Cooler on

the Performance of GE Gas Turbine

Existed in Shuaiba North Electric

Generator Power Plant. 2013.

[3] Rainer Kurz, Cyrus Meher-Homji, Klaus

Brun, Jeff Moore, Gas Turbine

Performance and Maintenance, 2012.

[4] Scheduled Maintenance, 2002.

[5] Pusat Pendidikan dan Pelatihan Teori

Pengenalan PLTGU.

[6] HRSG Instruction Manual Vol. I, 2010.

[7] Performance Test Procedure for

Combined-Cycle, 2010.

[8] P K Nag, Power Plant Engineering Second

Edition, McGraw-Hill, 2002.

[9] SPLN 80 : 1989, Standar Operasi Pusat

Listrik Tenaga Gas.

[10] P K Nag, Power Plant Engineering Second

Edition, McGraw-Hill, 2002.

[11] M. M. El-Wakil, Power Plant Technology,

McGraw-Hill, 1985.

[12] Astu Pudjanarsa dan Djati Nursuhud,

Mesin Konversi Energi Edisi II, Andi,

Yogyakarta, 2008.

[13] ASME PTC 22-2005, Gas Turbines

Performance Test Codes.

[14] ANSI/ASME PTC 4.4 -1981, Gas Turbine

Heat Recovery Steam Generators.

[15] ASME PTC 6-2004, Steam Turbines

Performance Test Codes.

[16] ISO 2314-1989, Spesification for Gas

Turbine : acceptance tests.

[17] AGA Report No. 8, Compressibility

Factors of Natural Gas and Other Related

Hydrocarbon Gasses.

[18] ISO 6976 Second Edition, Natural Gas

Calculation of calorific values, density,

relative density and Wobbe index from

composition, 1995.

ANALISIS UJI UNJUK KERJA DI PLTGU PASCA TURBINE …

Documents

Transcript of ANALISIS UJI UNJUK KERJA DI PLTGU PASCA TURBINE …