ANALISA PERBANDINGAN PERFORMA TURBIN UAP SEBELUM …repository.its.ac.id/58678/1/10211500000070-Non_Degree.pdf · siklus sebesar 1,5%. Kata kunci : Turbin uap, Overhaul, Efisiensi

i

TUGAS AKHIR – TM 145502

ANALISA PERBANDINGAN PERFORMA TURBIN UAP

SEBELUM DAN SETELAH OVERHAUL PADA BEBAN 175

MW DI PLTU UNIT 4 PT. PJB UP GRESIK

MILAHUSSHOLIHAH

NRP 10211500000070

Dosen Pembimbing

Dr. Ir Heru Mirmanto, MT

NIP 19620216 199512 1 001

PROGRAM STUDI DIPLOMA III

DEPARTEMEN TEKNIK MESIN INDUSTRI

Fakultas Vokasi

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Surabaya 2018

ii

TUGAS AKHIR – TM 145502


SEBELUM DAN SETELAH OVERHAUL PADA BEBAN

175 MW DI PLTU UNIT 4 PT PJB UP GRESIK

MILAHUSSHOLIHAH

NRP 10211500000070

Dosen Pembimbing


NIP 19620216 199512 1 001

PROGRAM STUDI DIPLOMA III

DEPARTEMEN TEKNIK MESIN INDUSTRI

Fakultas Vokasi

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Surabaya 2018

iii

FINAL PROJECT – TM 145502

COMPARATIVE ANALYSIS OF STEAM TURBINE

PERFORMANCE BEFORE AND AFTER OVERHAUL WITH

175 MW LOAD IN PLTU UNIT 4 PT PJB UP GRESIK

MILAHUSSHOLIHAH

NRP 10211500000070

COUNSELOR LECTURER


NIP 19620216 199512 1 001

Diplome III Program

Industrial Mechanical Engineering Departement

Faculty Of Vocation

Sepuluh Nopember Institute Of Technology

Surabaya 2018

iv

(halaman ini sengaja dikosongkan)

v


vi


SEBELUM DAN SETELAH OVERHAUL PADA BEBAN 175

MW DI PLTU UNIT 4 PT. PJB UP GRESIK

Nama Mahasiswa : Milahussholihah

NRP : 10211500000070

Jurusan : Departemen Teknik Mesin Industri

Dosen Pembimbing : Dr. Ir. Heru Mirmanto, MT

Abstrak

Turbin uap merupakan salah satu komponen penting pada

pembangkit listrik tenaga uap. Jika turbin uap dioperasikan terus

menerus, maka bukan tidak mungkin akan menyebabkan

penurunan performanya. Oleh karena itu, diperlukan perawatan

untuk meningkatkan atau menstabilkan performa dari turbin uap

agar dapat berkerja secara optimal.

Perawatan yang dapat dilakukan untuk meningkatkan

performa turbin uap yaitu dengan Overhaul yang biasanya

dilakukan setahun sekali. Untuk mengetahui pengaruh dari

overhaul, perlu dilakukannya analisa perbandingan performa

sebelum dan setelah dilakukannya overhaul.

Pada Tugas Akhir ini akan dilakukan perhitungan efisiensi

siklus sebelum dan setelah Overhaul di PLTU Unit 4 PT. PJB UP

Gresik. Dari hasil perhitungan diperoleh peningkatan efisiensi

siklus sebesar 1,5%.

Kata kunci : Turbin uap, Overhaul, Efisiensi.

vii


viii

COMPARATIVE ANALYSIS OF STEAM TURBINE

PERFORMANCE BEFORE AND AFTER OVERHAUL

WITH 175 MW LOAD IN PLTU UNIT 4 PT. PJB UP

GRESIK

Nama Mahasiswa : Milahussholihah

NRP : 10211500000070

Jurusan : Departemen Teknik Mesin Industri

Dosen Pembimbing : Dr. Ir. Heru Mirmanto, MT

Abstract

Steam Turbine is one of the excisting component steam

power plant. If steam turbine is operated continuously will slowly

decrease the performance. Therefore, needed maintenance to

increase or stabilize the performance of steam turbine in order to

work optimally.

Maintenance which can be done to increasing the

performance of steam turbine is overhaul in usually do once of a

year. To know effect of the overhaul, needed to do performance

comparative analysis between before and after done overhaul.

In this finally project, the efficiency of the steam turbine

system before and after done of overhaul in PLTU Unit 4 PT.PJB

UP Gresik will be calculated. From the calculation result is

increasing at cycle efficiency of 1,5%.

Keyword : Steam turbine, Overhaul, Eficiency,

ix


x

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur kepada Tuhan yang Maha Esa atas

karunia, rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis dapat

menyelesaikan Tugas Akhir yang berjudul “ANALISA

PERFORMA TURBIN UAP DENGAN BEBAN MAKSIMUM

SEBELUM DAN SETELAH OVERHAUL DI PLTU UNIT 4 PT.

PJB UP GRESIK”.

Tersusunnya Tugas Akhir ini tidak terlepas dari dukungan,

bantuan dan kerja sama yang baik dari berbagai pihak secara

langsung maupun tidak langsung yang terlibat didalam Tugas

Akhir ini.

Oleh karena itu, pada kesempatan ini penulis menyampaikan

terima kasih kepada:

1. Allah SWT yang telah memberikan rahmat dan hidayah

dalam pengerjaan tugas akhir ini.

2. Alm. ABD Rahman Habib dan Nur Ziaroh sebagai orang

tua saya yang telah memberikan kasih sayang, motivasi,

dukungan moril dan materil, serta doa selama

perkuliahan ini dan keluarga yang tidak pernah bosan

untuk mendukung selama ini.

3. Dr. Ir. Heru Mirmanto, MT selaku dosen pembimbing

tugas akhir dan Kepala Departemen Teknik Mesin

Industri FV-ITS.

4. Ir. Suharianto, MT selaku koordinator tugas akhir

Departemen Teknik Mesin Industri FV-ITS.

5. Dr. Ir. Bambang Sampurno, MT. selaku dosen wali yang

telah membimbing selama perkuliahan.

6. Bapak/Ibu dosen dan Karyawan Departemen Teknik

Mesin Industri FV-ITS yang telah membimbing dan

membantu selama perkuliahan.

7. Bapak Hilman Aziz Tamimi selaku pembimbing di PT.

PJB UP Gresik dalam observasi lapangan untuk Tugas

Akhir ini.

xi

8. Fiya Fitrotul Mufaiddah selaku partner tugas akhir ini

dan senantiasa memberikan dukungan dan masukan yang

sangat berarti.

9. Nindya Sari, Alfi Rahmawati, Friska Putri, Nadia Selva,

Prawesti Ambar dan Addina Wahyu S yang selalu

menemani keseharian saya, memberikan motivasi,

masukan dan semangat selama perkuliahan dan

pengerjaan tugas akhir ini.

10. Arina NS selaku teman dan saudara yang tidak pernah

lupa mengingatkan saya untuk menjaga kesehatan dan

menemani keseharian saya selama perkuliahan dan

pengerjaan tugas akhir ini.

11. Seluruh teman-teman angkatan 2015 yang tidak bisa

disebutkan satu persatu, terima kasih atas bantuan, kritik,

saran dan motivasi selama ini.

12. Serta berbagai pihak yang belum tertulis tetapi sangat

berarti dalam penulisan tugas akhir ini.

Semoga segala keikhlasan dan bantuan yang telah

diberikan mendapatkan balasan yang terbaik dari Allah yang Maha

Esa.

Tugas Akhir ini masih jauh dari kata sempurna, sehingga

penulis berharap Tugas Akhir ini dapat dikembangkan dan

disempurnakan lebih lanjut.

Surabaya, Juli 2018

Penulis

xii

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL .................................................... i

LEMBAR PENGESAHAN .......................................... iv

ABSTRAK ................................................................... v

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

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

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

DAFTAR GAMBAR ................................................... xv

DAFTAR TABEL ...................................................... xvi

BAB I

PENDAHULUAN ........................................................ 1

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

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

1.3. Tujuan .................................................................. 2

1.4. Batasan Masalah ................................................... 2

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

1.6. Sistematika Penulisan............................................ 3

BAB II

DASAR TEORI ............................................................. 5

2.1. Pendahuluan .............................................................. 5

2.2. Komponen Utama Pembangkit Listrik Tenaga Uap .. 6

2.2.1. Boiler .................................................................. 6

2.2.2. Turbin ................................................................ 8

2.2.3. Generator ............................................................ 9

2.2.4. Kondensor .......................................................... 11

2.2.5. Boiler Feed Pump .............................................. 12

2.3. Komponen Penunjang Pembangkit Listrik Tenaga

Uap ............................................................................ 13

2.3.1. Desalination Plant ............................................. 13

2.3.2. Demineralized Plant ........................................... 13

2.3.3. Chlorination Plant .............................................. 13

xiii

2.3.4. Sea Water Feed Pump ........................................ 14

2.3.5. Raw Water Tank ................................................. 14

2.3.6. Make Up Water Tank ......................................... 14

2.3.7. Low Pressure Heater .......................................... 14

2.3.8. High Pressure Heater ......................................... 15

2.3.9. Deaerator ........................................................... 15

2.3.10. Condensate Pump ............................................... 16

2.3.11. Forced Draft fan ................................................. 16

2.3.12. Gas Injection Fan ............................................... 17

2.3.13. Circulating Water Pump .................................... 17

2.3.14. Cooling Water Pump .......................................... 17

2.3.15. Vaccum Pump ..................................................... 17

2.3.16. Vaccum Tank ...................................................... 17

2.3.17. Make Up Water Transfer Pump ......................... 18

2.3.18. Water Treatment Supply Pump ........................... 18

2.3.19. Water Intake ....................................................... 18

2.3.20. Residual Oil Storage Tank ................................. 18

2.3.21. Residual oil Service Tank ................................... 18

2.3.22. Residual Oil Transfer Pump ............................... 18

2.3.23. Residual Oil Pump ............................................. 18

2.3.24. High Speed Diesel Oil Pump .............................. 18

2.3.25. Main Transformator ........................................... 19

2.4. Turbin Uap ................................................................ 19

2.4.1. Pengertian Umum Turbin Uap ........................... 19

2.4.2. Prinsip Kerja Turbin Uap ................................... 20

2.4.3. Konstruksi Turbin Uap ....................................... 21

2.4.3.1 Komponen Utama ....................................... 21

2.4.3.2 Sistem Perlengkapan Turbin Uap ............... 25

2.4.3.3 Lubrication System Steam Turbine ............. 29

2.4.3.4 Troubleshooting dan Penanganan ............... 33

2.4.3.5 Peralatan Pengaman Turbin ....................... 35

2.5. Tinjauan Termodinamika ........................................... 36

2.6. Siklus Rankine ........................................................... 40

2.6.1. Siklus Rankine Ideal ........................................... 40

2.6.2. Siklus Rankine Aktual ........................................ 42

xiv

2.7. Evaluasi Kerja dan Energi Kalor Pada Siklus

Aktual ......................................................................... 44

BAB III

METODOLOGI ............................................................ 49

3.1 Spesifikasi Komponen PLTU Unit 4 PT PJB UP

Gresik ......................................................................... 49

3.1.1 Steam Turbine .................................................... 49

3.1.2 Generator System ............................................... 49

3.1.3 Condenser ........................................................... 49

3.1.4 Boiler Feed Pump ............................................... 50

3.1.5 Condensate Extraction Pump ............................. 50

3.1.6 Deaerator ........................................................... 50

3.2 Heat and Mass Balance PLTU Unit 4 PT. PJB UP

Gresik ......................................................................... 52

3.3 Metodologi Pengerjaan Tugas Akhir ......................... 53

3.4 Penjelasan Diagram Alir Pengerjaan Tugas Akhir .... 54

3.4.1 Studi Literatur .................................................... 54

3.4.2 Observasi Lapangan ........................................... 55

3.4.3 Perumusan Masalah ............................................ 55

3.4.4 Pengumpulan Data ............................................. 55

3.4.5 Konversi dan Perhitungan Properties ................. 56

3.4.6 Perhitungan Performa Turbin Uap ..................... 56

3.4.7 Penyusunan Buku Laporan ................................. 56

BAB IV

PERHITUNGAN DAN PEMBAHASAN .................... 57

4.1. Data yang digunakan ............................................... 57

4.2. Heat and Mass Balance PLTU Unit 4 PT PJB UP

Gresik ..................................................................... 59

4.3. T-S Diagram PLTU Unit 4 PT PJB UP Gresik ....... 59

4.4. Perhitungan Sebelum Overhaul ............................... 59

4.4.1. Perhitungan Properties pada tiap state ................ 59

4.4.2. Perhitungan mass flow rate ................................ 61

xv

4.4.3. Perhitungan daya turbin...................................... 65

4.4.4. Perhitungan kerja pompa .................................... 66

4.4.5. Perhitungan kalor boiler ..................................... 66

4.4.6. Perhitungan efisiensi siklus ................................ 67

4.4.7. Perhitungan Thermal Heat Rate ......................... 67

4.4.8. Perhitungan Theoritical Steam Rate ................... 67

4.4.9. Perhitungan Actual Steam Rate .......................... 67

4.4.10. Perhitungan Back Work Ratio ............................ 68

4.4.11. Perhitungan Gross Heat Rate ............................. 68

4.5. Perhitungan Setelah Overhaul ................................. 68

4.5.1. Perhitungan Properties pada tiap state ................ 68

4.5.2. Perhitungan mass flow rate ................................ 70

4.5.3. Perhitungan daya turbin...................................... 74

4.5.4. Perhitungan kerja pompa .................................... 75

4.5.5. Perhitungan kalor boiler ..................................... 76

4.5.6. Perhitungan efisiensi siklus ................................ 76

4.5.7. Perhitungan Thermal Heat Rate ......................... 76

4.5.8. Perhitungan Theoritical Steam Rate ................... 76

4.5.9. Perhitungan Actual Steam Rate .......................... 77

4.5.10. Perhitungan Back Work Ratio ............................ 77

4.5.11. Perhitungan Gross Heat Rate ............................. 77

4.6. Tabel dan Grafik Unjuk Kerja ................................. 78

4.7. Dokumentasi dan Prosedur Overhaul ..................... 83

BAB V

PENUTUP ..................................................................... 97

5.1. Kesimpulan ................................................................ 97

5.2. Saran .......................................................................... 98

DAFTAR PUSTAKA .................................................. 99

LAMPIRAN ................................................................. 101

BIODATA PENULIS

xvi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Blok diagram Siklus ideal PLTU ................... 5

Gambar 2.2 Bagian-bagian Boiler ..................................... 7

Gambar 2.3 Turbin Uap ..................................................... 9

Gambar 2.4 Generator ........................................................ 11

Gambar 2.5 Condenser ....................................................... 12

Gambar 2.6 Boiler feed Pump ............................................ 13

Gambar 2.7 Low Pressure Heater ...................................... 15

Gambar 2.8 Deaerator ......................................................... 16

Gambar 2.9 Gland Steam Condenser ................................. 27

Gambar 2.10 Condensate Extraction Pump........................ 29

Gambar 2.11 Blok Diagram alur Pelumasan Turbin Uap ... 30

Gambar 2.12 Skema persamaan energi untuk

control volume ..................................................................... 38

Gambar 2.13 Blok Diagram Siklus Rankine Ideal .............. 40

Gambar 2.14 TS Diagram Siklus Rankine Ideal ................. 41

Gambar 2.15 Blok Diagram Siklus Rankine Aktual ........... 44

Gambar 2.16 TS Diagram Siklus Rankine Aktual .............. 45

Gambar 3.1 Heat and Mass Balance PLTU ........................ 52

Gambar 3.2 Diagram Alir Tugas Akhir .............................. 54

Gambar 4.1 TS Diagram PLTU Unit 4 PJB UP Gresik ...... 59

Gambar 4.2 Grafik Perbandingan Daya Turbin ................. 78

Gambar 4.3 Grafik Perbandingan Kerja Pompa ................ 79

Gambar 4.4 Grafik Perbandingan Kalor Boiler ................. 79 Gambar 4.5 Grafik Perbandingan Efisiensi Siklus ............ 80

Gambar 4.6 Grafik Perbandingan Thermal Heat Rate ....... 80 Gambar 4.7 Grafik Perbandingan Teoritical Steam Rate .. 81

Gambar 4.8 Grafik Perbandingan Actual Steam Rate ....... 81 Gambar 4.9 Grafik Perbandingan Back Work Ratio ......... 82 Gambar 4.10 Grafik Perbandingan Gross Heat Rate ......... 82

Gambar 4.11 Nozzle yang kotor di HP&LP Turbin .......... 83

Gambar 4.12 MSV kotor & Disc By Pass Crack ............... 83

Gambar 4.13 CV kotor & Spring Lifetime ........................ 84

Gambar 4.14 Cam Angle kotor & Bearing Aus ................. 84

xvii

Gambar 4.15 Breakable lifetime ........................................ 84

Gambar 4.16 Gland Seal Crack ......................................... 85

Gambar 4.17 Motor Drain Valve ....................................... 85

Gambar 4.18 Line Nozzle Spray bocor .............................. 85

Gambar 4.19 CWP ............................................................. 86

Gambar 4.20 LPH kotor ..................................................... 86

Gambar 4.21 GSC kotor .................................................... 87

Gambar 4.22 MOP ............................................................. 87

Gambar 4.23 Cooling Water Pump .................................... 88

Gambar 4.24 Pembersihan Nozzle HP&LP Turbin ........... 88

Gambar 4.25 Pembersihan MSV & Penggantian By Pass .. 89

Gambar 4.26 Pembersihan CV & Penggantian Spring ....... 89

Gambar 4.27 Pembersihan Cam Angle & Penggantian

Bearing ................................................................................. 89

Gambar 4.28 Penggantian Breakable Baru ........................ 90

Gambar 4.29 Repair Gland Seal ........................................ 90

Gambar 4.30 Penggantian Valve 3ea .................................. 90

Gambar 4.31 Repair Welding ............................................. 91

Gambar 4.32 Pembersihan CWP ........................................ 91

Gambar 4.33 Pembersihan LPH ......................................... 92

Gambar 4.34 Pembersihan GSC ......................................... 92

Gambar 4.35 Penggantian minyak, catridge dan

bag filter ............................................................................... 93

gambar 4.36 Pembersihan, Penggantian Bearing dan

Wearing Ring ....................................................................... 93

xviii

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Data Operasi Sebelum Overhaul ......................... 57

Tabel 4.2 Data Operasi Setelah Overhaul ........................... 58

Tabel 4.3 Hasil perhitungan Properties tiap state sebelum

Overhaul .............................................................................. 60

Tabel 4.4 Hasil Perhitungan Properties tiap State setelah

Overhaul .............................................................................. 69

Tabel 4.5 Perbandingan Hasil Unjuk Kerja Turbin Uap ..... 78

xix


1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Pembangkit listrik khususnya pembangkit listrik tenaga uap

merupakan aspek penting dalam pemasok listrik untuk kebutuhan

masyarakat di Indonesia. Produsen listrik terbesar di Indonesia

adalah PT PLN (Persero) yang memiliki anak perusahaan PT PJB

UP Gresik. PT PJB UP Gresik dalam menjalankan perannya

sebagai perusahaan penghasil listrik memiliki 3 blok PLTGU (

Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap), 4 blok PLTU

(Pembangkit Listrik Tenaga Uap) dan 2 PLTG (Pembangkit Listrik

Tenaga Gas).

Seiring dengan bertambah pesatnya konsumsi listrik di

masyarakat maka PT PJB UP Gresik dituntut untuk menjaga

performansi unit-unit pembangkitannya. Untuk menghasilkan

listrik dengan kebutuhan daya yang tinggi dan efisien, maka

dibutuhkan evaluasi agar proses pembangkitan yang berlangsung

tidak mengalami kerugian yang besar dari sumber daya yang

digunakan. Oleh karena itu, perawatan dilakukan dengan inspeksi

harian, perawatan berkala dan dilakukannya Overhaul.

Penggabungan antara PLTU dan PLTG menjadi PLTGU

mempunyai tujuan untuk mengoptimalkan kerja pembangkit

sehingga dapat menghasilkan daya listrik yang lebih besar. Bahan

bakar yang digunakan di PT PJB UP Gresik adalah CNG

(Compressed Natural Gas). CNG digunakan karena dianggap lebih

bersih jika dibandingkan dengan bahan bakar minyak karena

memiliki emisi gas buang yang lebih ramah lingkungan. Langkah

ini dilakukan untuk mendukung upaya penghematan energi.

Dalam upaya penghematan energi, di PLTU (Pembangkit

Listrik Tenaga Uap) dapat dilakukan dengan mengetahui terlebih

dahulu unjuk kerja dari unit tersebut. Kemudian dengan

menggunakan Siklus Rankine dapat diketahui parameter untuk

menentukan unjuk kerja suatu pembangkit dari beberapa aspek

2

seperti efisiensi thermal siklus dan heat rate. Dari beberapa aspek

yang diperoleh kemudian akan dibandingkan dengan kondisi

aktual yang sedang terjadi.

Oleh karena itu, melalui tugas akhir ini akan dilakukan

perbandingan unjuk kerja Turbin Uap yang ada di PLTU PT PJB

UP Gresik unit 4 dengan beban 175 MW. Untuk mengetahui

performa turbin uap akan dilakukan perhitungan ekstraksi turbin

menuju masing-masing heater yang ada. Sehingga akan diperoleh

performa unit dan berapa efisiensi yang dihasilkan sebelum dan

setelah dilakukannya overhaul.

1.2. Rumusan Masalah

Rumusan Masalah yang terdapat pada tugas akhir ini yaitu

bagaimana performa turbin uap sebelum dan sesudah overhaul

pada PLTU PT. PJB UP Gresik. Meliputi ekstraksi turbin uap, daya

turbin, kerja pompa, kalor boiler, efisiensi siklus, back work ratio,

teoritical steam rate, actual steam rate dan gross heat rate.

1.3. Maksud dan Tujuan

Pada tugas akhir ini, penulis membahas tentang bagaimana

performa turbin uap sebelum dan sesudah overhaul pada PLTU PT.

PJB UP Gresik.

1.4. Batasan Masalah

Untuk mengetahui performa turbin uap pada PLTU PT. PJB

Gresik sebelum dan sesudah dilakukan overhaul.

Agar permasalahan yang dibahas tidak terlalu meluas, maka

diberikan batasan-batasan sebagai berikut:

1. Data yang didapat dari hasil rekapitulasi operasi yang

direkap oleh Rendal Op PLTU PT PJB UP Gresik pada

tanggal 24 Oktober 2017 sebelum overhaul sedangkan

tanggal 19 Desember 2017 setelah overhaul dan Heat and

Mass Balance PLTU Unit 4.

2. Data unjuk kerja beberapa komponen unit didapat dari data

performance test PLTU Unit

3. Perhitungan unjuk kerja atau efisiensi

3

4. Data-data lain yang diperlukan dalam analisis dan

perhitungan diambil sesuai dengan literatur yang relevan.

1.5. Manfaat Penelitian

Adapun manfaat yang dapat diperoleh dari penulisan Tugas

Akhir itu sendiri adalah:

1. Menambah pengetahuan dan wawasan mengenai

Pembangkit Listrik Tenaga Uap khususnya dalam bidang

turbin uap dan pembangkitan.

2. Sebagai bahan masukan bagi para pembaca khususnya

mahasiswa Departemen Teknik Mesin Industri Konversi

Energi yang membahas masalah dan topik yang sama.

3. Dengan adanya penelitian ini diharapkan dapat digunakan

sebagai referensi bagian operasi PLTU Unit 4 PT. PJB UP

Gresik dalam memberikan kebijakan maintenance dan

operasi sehingga didapat unjuk kerja operasi unit yang baik.

1.6. Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan Tugas Akhir ini terbagi menjadi

beberapa bab yaitu sebagai berikut:

BAB I PENDAHULUAN

Bab ini menjelasakan latar belakang, rumusan masalah,

maksud dan tujuan, batasan masalah, manfaat penelitian

serta sistematika penulisan.

BAB II DASAR TEORI

Bab ini berisi tentang teori-teori dari berbagai referensi yang

kemudian digunakan sebagai dasar untuk melakukan

perhitungan dan analisa perhitungan yang digunakan.

BAB III METODOLOGI PENELITIAN

Bab ini terdiri dari tahapan yan digunakan dalam

melaksanakan penelitian dan penyusunan tugas akhir.

4

BAB IV PERHITUNGAN DAN PEMBAHASAN

Bab ini terdiri dari tahapan perhitungan performa turbin uap

pada PLTU sebelum dan sesudah overhaul.

BAB V PENUTUP

Bab ini berisi kesimpulan dari hasil perhitungan,

perbandingan dan pembahasan yeng telah dilakukan dan

saran untuk operasi dan maintenance unit serta penelitian

selanjutnya.

LAMPIRAN

5

BAB II

DASAR TEORI

2.1. Pendahuluan

Pembangkit listrik tenaga uap pada dasarnya menggunakan

bahan bakar fosil seperti batu bara, natural gas, minyak. Selain itu

juga dapat menggunakan bahan bakar nuklir seperti uranium dan

thorium yang kemudian dikonversikan menjadi energi gerak untuk

memutar generator dan menghasilkan listrik.

Pembangkit listrik tenaga uap sederhana dalam sebuah

siklus memiliki empat (4) komponen utama yaitu: Boiler, Turbin,

Pompa dan Kondenser. Keempat komponen utama tersebut

memiliki peranan masing-masing dalam suatu proses

pembangkitan. Seperti Boiler berfungsi untuk memanaskan air

hingga berubah menjadi uap, turbin berfungsi untuk

mengkonversikan energi mekanik menjadi energi gerak atau

kinetik, pompa berfungsi untuk menaikkan tekanan air yang

digunakan pada sistem pembangkitan dan kondenser berfungsi

untuk mengkondensasikan uap keluaran turbin menjadi air.

Gambar blok diagram siklus ideal PLTU dapat dilihat pada gambar

sebagai berikut:

Gambar 2.1 Blok diagram Siklus ideal PLTU

(Sontag.2013 )

6

Sedangkan pada pembangkit listrik tenaga uap sebenarnya

tidak hanya menggunakan empat komponen diatas melainkan

ditambah dengan beberapa komponen pendukung lain seperti

heater, yang bertujuan untuk menambah efisiensi pembangkit

sehingga dapat menghermat penggunaan bahan bakar tetapi

menghasilkan daya listrik keluaran yang besar.

2.2. Komponen Utama Pembangkit Listrik Tenaga Uap

2.2.1. Boiler

Boiler atau ketel uap merupakan suatu perangkat

mesin yang berfungsi untuk mengubah air menjadi uap. Boiler

terdiri dari pipa-pipa dimana pipa-pipa tersebut berisi air laut

yang telah dimurnikan terlebih dahulu. Pada bagian dasar

terdapat furnace yang berfungsi untuk melakukan pembakaran

untuk menghasilkan panas. Panas ini akan digunakan untuk

menguapkan air yang berada di pipa-pipa tersebut dan uap yang

dihasilkan dari pemanasan akan digunakan untuk

menggerakkan turbin. Uap yang dihasilkan oleh boiler adalah

uap panas lanjut atau superheated steam dengan tekanan dan

temperatur yang tinggi. Boiler pada unit 3&4 PLTU UP Gresik

berkapasitas 643.000 kg/jam pada beban minimal, kondisi uap

keluaran superheater 169 kg/cm2 dengan temperatur berkisar

pada level 5380C. Dalam pengoperasiannya, boiler ditunjang

oleh beberapa peralatan seperti ruang bakar, dinding pipa,

burner dan cerobong. Gambar bagian-bagian boiler dapat

dilihat pada gambar sebagai berikut:

Komponen yang terdapat didalam boiler antara lain:

Economizer 1, berfungsi untuk memanaskan air

yang berasal dari High Pressure Heater 8

Economizer 2, berfungsi untuk memanaskan air

yang berasal dari economizer 1

Primer Superheater, berfungsi untuk memanaskan

uap air yang berasal dari drunk

Secondary Superheater, berfungsi untuk

memanaskan uap yang berasal dari Primer

7

Superheater sehingga menghasilkan uap panas

kering.

Final Superheater, berfungsi untuk memanaskan

uap kering dari secondary superheater sehingga

menghasilkan uap panas lanjut dan benar-benar

kering

Reheater, berfungsi untuk memanaskan kembali

uap kering bertekanan tinggi yang telah digunakan

untuk menggerakkan turbin. Pada pemanasan

ulang, temperatur akhir dari reheater sekitar

5380C.

Gambar 2.2 Bagian-bagian Boiler [5]

8

2.2.2. Turbin

Turbin berfungsi untuk mengubah energi panas yang

terkandung dalam uap menjadi energi mekanik dalam bentuk

putaran. Uap dengan tekanan dan temperatur yang tinggi

mengalir melalui nozzle sehingga kecepatannya naik dan

mengarah dengan tepat untuk mendorong sudu-sudu turbin

turbin yang dipasang pada poros. Akibatnya poros turbin

bergerak menghasilkan putaran. Uap yang masuk kedalam

turbin atau uap yang digunakan untuk memutar sudu turbin

tergantung dari besar daya yang akan dihasilkan. Jika

diinginkan daya yang dihasilkan besar maka akan dibutuhkan

suplai uap dalam jumlah banyak, begitu juga sebaliknya.

Pengaturan suplai uap ini dilakukan oleh control valve yang

diatur melalui central control room (CCR). Dalam hal ini besar

daya maksimum yang mampu disuplai oleh PLTU UP Gresik

Unit 3&4 sebesar 2x200 MW.

Pada kondisi aktual turbin yang digunakan ada 3

macam:

Turbin tekanan rendah ( Low Pressure Turbine)

Turbin tekanan sedang ( Intermediate Pressure

Turbine)

Turbin tekanan tinggi ( High Pressure Turbine)

Turbin sebagai komponen penting pada PLTU juga

dilengkapi dengan peralatan proteksi yang berfungsi untuk

mengamankan turbin dari kemungkinan terjadinya kerusakan

fatal. Peralatan proteksi turbin akan bekerja bila salah satu

sirkuit pengaman energize. Prinsip kerja sistem pengaman

turbin adalah menutup (trip) main stop valve (MSV) turbin yang

merupakan katup isolasi uap masuk. Gambar turbin uap dapat

dilihat seperti gambar berikut, sedangkan sistem proteksi turbin

akan trip jika salah satu dari hal-hal berikut terjadi:

9

Overspeed

Tekanan pelumas bantalan rendah

Keausan bantalan aksial tinggi

Vakum kondensor rendah

Tombol trip ditekan Emergency condition

Gambar 2.3 Turbin Uap [6]

2.2.3. Generator

Generator merupakan salah satu komponen utama

yang mengubah energi kinetik menjadi energi listrik. Generator

yang dikopel langsung dengan turbin akan menghasilkan

tegangan listrik ketika turbin berputar. Daya yang dihasilkan

generator pada PLTU unit 3&4 rata-rata sebesar 200MW.

Proses konvesi energi didalam generator adalah dengan

memutar medan magnet didalam kumparan. Rotor generator

sebagai medan magnet menginduksi kumparan yang dipasang

10

pada stator sehingga menimbulkan teganggan diantara kedua

ujung kumparan generator. Untuk membuat rotor agar menjadi

medan magnet, maka dialirkan arus DC pada kumparan rotor.

Sistem pemberian arus DC kepada rotor agara menjadi magnet

ini disebut eksitasi.

Eksitasi adalah sistem mengalirkan pasokan listrik

DC untuk penguat medan rotor alternator. Dengan mengalirnya

arus DC ke kumparan rotor, maka rotor menjadi magnet dengan

jumlah kutub sesuai dengan jumlah kumparannya. Alat yang

digunakan untuk membangkitkan arus eksitasi disebut eksiter.

Untuk mengalirkan arus listrik ke rotor dapat dilakukan dengan

slipring dan sikat arang (brush) atau membuat eksiter dengan

kumparan berputar. Pada PLTU Unit 3&4 ini menggunakan

brush yang terbuat dari karbon.

Sistem pendinginan generator diperlukan untuk

menyerap panas yang timbul didalam generator sehingga

mencegah terjadinya panas lebih yang dapat merusak isolasi.

Panas didalam generator merupakan kerugian yang akan

menurunkan efisiensi generator. Untuk mendinginkan

generator dapat dilakukan dengan berbagai macam media

pendingin. Media pendingin generator yang digunakan pada

PLTU Unit 3&4 adalah hidrogen. Gambar generator dapat

dilihat seperti gambar berikut, sedangkan keuntungan

penggunaan hidrogen antara lain:

Kerapatan rendah (1/4 udara)

Daya hantar panas tinggi (7kali udara)

Koefisien perpindahan panasnya tinggi

Tidak menimbulkan korosi asam

Resiko kebakaran rendah

Biaya pemeliharaan generator rendah

11

Gambar 2.4 Generator [6]

2.2.4. Kondensor

Kondensor merupakan alat yang digunakan untuk

mengubah uap menjadi air. Proses perubahannya dilakukan

dengan cara mengalirkan uap kedalam suatu ruangan yang

berisi pipa-pipa. Uap mengalir diluar pipa-pipa sedangkan air

sebagai pendingin mengalir melalui bagian dalam pipa.

Kebutuan air untuk pendingin didalam kondensor sangat besar

sehingga dalam perencanaan biasanya sudah diperhitungkan.

Air pendingin diambil dari sumber yang cukup seperti danau

atau laut. Gambar kondenser dapat dilihat seperti gambar

berikut.

Beberapa faktor yang mempengaruhi

perpindahan panas pada kondensor diantaranya:

Jumah aliran air pendingin

Kebersihan pipa saluran air pendingin

Temperatur air pendingin.

12

Gambar 2.5 Condenser [7]

2.2.5. Boiler Feed Pump

Boiler Feed Pump merupakan pompa yang memiliki

head tekanan yang tinggi sehingga dapat dimanfaatkan untuk

memompa air kondensat dari deaerator untuk mengisi boiler.

Gambar Boiler Feed Pump dapat dilihat seperti gambar berikut:

13

Gambar 2.6 Boiler feed Pump [8]

2.3. Komponen Penunjang Pembangkit Listrik Tenaga Uap

2.3.1. Desalination Plant

Fungsinya adalah untuk mengolah air laut menjadi air

murni. Proses desalination yang biasa dilakukan

adalah dengan cara menguapkan air laut. Bila air laut

dipanaskan maka airnya akan menguap dan garam

mineralnya akan tertinggal. Selanjutnya bila uap

tersebut didinginkan akan diperoleh air kondensat

yang disebut air desal atau fresh water.

2.3.2. Demineralized Plant

Berfungsi untuk mengolah air tawar dari desal plant

menjadi air demin. Proses penghilangan mineral

dilakukan dengan cara melarutkan zat kimia dengan

menggunakan saringa cation dan anion serta

campuran.

2.3.3. Chlorination Plant

Berfungsi untuk memproduksi sodium hypochloride

dari air laut secara electralisa. Proses produksi

14

chlorine adalah dengan mengalirkan air laut kedalam

electro cell yang diberi tegangan DC sehingga

menghasilkan sodium hypochloride dan gas hidrogen.

Sodium hypochloride yang dihasilkan oleh electro

cell dialirkan kedalam storage tank. Fungsi sodium

hypochlorite adalah mengontrol mikroorganisme

yang ada dalam sistem air pendingin.

2.3.4. Sea Water Feed Pump

Berfungsi untuk memompa air laut untuk kemudian

disalurkan kedalam desalinaton plant. Pada sea water

feed pump terdapat 2 jenis saringan yaitu screen bar

dan travelling bar. Screen bar merupakan saringan

pertama untuk menyaring kotoran besar. Sedangkan

travelling bar merupakan saringan halus untuk

menyaring kotoran yang lolos dari screen bar.

2.3.5. Raw Water Tank

Merupakan tangki yang berfungsi untuk menampung

air hasil dari proses desalinasi.

2.3.6. Make Up Water Tank

Tangki yang berfungsi untuk menampung air hasil

dari proses demineralisasi. Kondisinya benar-benar

murni untuk proses penguapan.

2.3.7. Low Pressure Heater

Berfungsi untuk melakukan pemanasan awal pada air

yang akan digunakan sebagai fluida kerja. Pada PLTU

unit 3&4 terdapat 4 buah LP Heater. Panas yang

diperoleh pada instalasi ini berasal dari uap panas

hasil ekstraksi turbin-turbin. Gambar Low Pressure

Heater dapat dilihat seperti gambar berikut:

15

Gambar 2.7 Low Pressure Heater

(PJB)

2.3.8. High Pressure Heater

Berfungsi untuk melakukan pemanasan awal air

sebelum masuk ke boiler. Yang membedakan adalah

tekanan dan temperatur outlet HP Heater lebih tinggi

daripada LP Heater.

2.3.9. Deaerator

Berfungsi untuk menghilangkan kandungan oksigen

yang terdapat pada air kondensat hasil proses LP

Turbin. Didalam deaerator air kondensat dikurangi

kadar oksigen dengan cara disemburkan uap yang

juga sekaligus memanaskan air. Gambar deaerator

dapat dilihat seperti gambar berikut:

16

Gambar 2.8 Deaerator

(PJB)

2.3.10. Condensate Pump

Berfungsi untuk memompa air dari kondenser ke LP

Heater 2-4 menuju kondenser. Condensate Pump

yang digunakan ada 2 unit dengan kapasitas masng-

masing 40 ton/jam dengan total head 205m. Efisiensi

sebesar 79% dan daya motor 340 kw serta tegangan 4

kv.

2.3.11. Forced Draft fan

Berfungsi untuk memasok udara luar kedalam boiler.

Selanjutnya udara ini akan digunakan untuk

melakukan proses pembakaran bersamaan dengan

bahan bakar. Sebelum masuk kedalam boiler udara

akan dipanaskan terlebih dahulu. Panas ini berasal

17

dari gas buang pembakaran boiler yang akan dibuang

melalui stack sehingga saat memasukkan boiler udara

ini akan mudah melakukan pembakaran

2.3.12. Gas Injection Fan

Berfungsi sebagai kipas pendorong udara dari bahan

bakar yang akan masuk ke dalam ruang bakar. Aliran

gas yang diinjeksikan dapat dikontrol secara otomatis

dengan memakai fan inlet damper.

2.3.13. Circulating Water Pump

Berfungsi untuk memompa air laut ke kondenser

sebagai air pendingin. CWP yang digunakan

sebanyak 2 unit dengan kapasitas masing-masing

11.700 mm3/jam dan total head 9,5 m, daya motor 400

kw dengan tegangan 4kv.

2.3.14. Cooling Water Pump

Berfungsi untuk memompakan air pendingin menuju

ke instalasi-instalasi yang membutuhkan media

pendingin berupa air. Contoh peralatan yang

memanfaatkan air sebagai media pendingin yaitu

kondenser,cooling water heat exchanger, sistem

pendinginan hidrogen dan sistem pendinginan oli.

2.3.15. Vaccum Pump

Berfungsi untuk mengeluarkan udara yang berada

dalam water box condenser, sehingga

menyempurnakan sistem pendinginannya. Selain itu

digunakan pada eksitasi generator. Sistem eksitasi

generator harus berada pada kondisi vakum untuk

mencegah masuknya geram-geram kedalam

generator. Geram-geram ini dihasilkan oleh gesekan

eksitasi yang menggunakan brush

2.3.16. Vaccum Tank

Instalasi ini berfungsi untuk menampung air dari

kondenser, dimana keadaan pada penampung ini tidak

ada udara (vaccum)

18

2.3.17. Make Up Water Transfer Pump

Instalasi ini berfungsi untuk menyalurkan air dari

demineralized plant menuju ke make up water tank

2.3.18. Water Treatment Supply Pump

Berfungsi untuk memompa air tawar dari raw water

tank ke water treatment equipment untuk diolah lagi.

2.3.19. Water Intake

Instalasi ini berfungsi untuk menyalurkan air menuju

sistem yang membutuhkan media air untuk keperluan

proses. Contohnya kondenser untuk melakukan

pendinginan uap keluaran LP Turbin.

2.3.20. Residual Oil Storage Tank

Merupakan tangki penampungan yang digunakan

untuk bahan bakar pemanas boiler. Bahan bakar ini

berasal dari kapal tangker maupun kapal tongkang.

PLTU mempunyai 5 storage tank dengan kapasitas

masing-masing 22.000kL

2.3.21. Residual oil Service Tank

Merupakan tangki penampungan untuk bahan bakar

pemanas boiler. Perbedaan dengan residual oil storage

tank yaitu residual oil service tank digunakan untuk

memenuhi kebutuhan bahan bakar sehari-hari. Pada

PLTU mempunyai 5 buah ROST dengan kapasitas

masing-masing tangki 15.000kL.

2.3.22. Residual Oil Transfer Pump

Merupakan pompa yang berfungsi untuk

memindahkan residual oil dari residual oil storage

tank menuju ke residual oil service tank.

2.3.23. Residual Oil Pump

Merupakan pompa yang berfungsi untuk

memindahkan residual oil dari residual oil service

tank menuju ke burner didalam boiler.

2.3.24. High Speed Diesel Oil Pump

Merupakan pompa yang berfungsi untuk memompa

solar dari high diesel oil service tank menuju house

19

boiler HSD Tank, emergency generator HSD tank,

iginter dan warm up burner.

2.3.25. Main Transformator

Main Transformator atau trafo utama merupakan trafo

yang digunakan untuk menaikkan tegangan 15kv dari

generator PLTU menjadi 150 kv dan selanjutnya

didistribusikan oleh PLN menuju gardu induk PLN.

Jenis trafo yang digunakan adalah trafo step up.

2.4. Turbin Uap

2.4.1. Pengertian Umum Turbin Uap

Turbin uap merupakan suatu penggerak mula yang

mengubah energi potensial uap menjadi energi kinetik dan

selanjutnya diubah menjadi energi mekanis dalam bentuk

putaran poros turbin. Poros turbin, secara langsung atau dengan

menggunakan bantuan roda gigi reduksi, dihubungkan dengan

mekanisme yang akan digerakkan. Turbin Uap dapat digunakan

pada berbagai bidang industri, seperti untuk pembangkit listrik

tenaga uap, selain itu dapat digunakan untuk transportasi. Pada

dasarnya turbin uap terdiri dari dua bagian utama, yaitu stator

dan rotor yang merupakan komponen utama pada turbin

kemudian di tambah komponen lainnya yang meliputi

pendukunnya seperti bantalan, kopling dan sistem bantu lainnya

agar kerja turbin dapat lebih baik. Sebuah turbin uap

memanfaatkan energi kinetik dari fluida kerjanya yang

bertambah akibat penambahan energi termal.

Siklus yang terjadi pada turbin uap adalah siklus

Rankine, yaitu berupa siklus tertutup, dimana uap bekas dari

turbin dimanfaatkan lagi dengan cara mendinginkannya

kembali di kondensor, kemudian dialirkan lagi di pompa dan

seterusnya sehingga merupakan siklus tertutup. Secara umum

turbin uap dapat digolongkan menjadi tiga macam yaitu turbin

impuls, reaksi dan gabungan. Penggolongan ini berdasarkan

cara mendapatkan perubahan energi potensial menjadi energi

kinetik dari semburan uapnya.

20

Adapun turbin impuls mengubah energi potensial

uapnya menjadi energi kinetik didalam nosel (yang dibentuk

oleh sudu-sudu diam yang berdekatan). Nosel diarahkan kepada

sudu gerak. Didalam sudu-sudu gerak, energi kinetik diubah

menjadi energi mekanis. Energi potensial uap berupa ekspansi

uap, yang diperoleh dari perubahan tekanan awal hingga

tekanan akhirnya di dalam sebuah nosel atau dalam satu grup

nosel yang ditempatkan didepan sudu-sudu cakram yang

berputar. Penurunan tekanan uap didalam nosel diikuti dengan

penurunan kandungan kalornya yang terjadi didalam nosel. Hal

ini menyebabkan naiknya kecepatan uap yang keluar dari nosel

(energi kinetik). Kemudian energi kecepatan semburan uap

yang keluar dari nosel yang diarahkan kepada sudu gerak (sudu-

sudu cakram yang berputar) memberikan gaya impuls pada-

pada sudu gerak sehingga menyebabkan sudu-sudu gerak

berputar (melakukan kerja mekanis). Atau bisa dipahami secara

sederhana prinsip kerja dari turbin impuls yaitu turbin yang

proses ekspansi lengkap uapnya hanya terjadi pada kanal diam

(nosel) saja, dan energi kecepatan diubah menjadi kerja

mekanis pada sudu-sudu turbin. Pada aplikasinya turbin impuls

ini dilengkapi dengan roda gigi reduksi untuk memindahkan

momen putar ke mekanisme yang akan digerakkan seperti

generator listrik.

Turbin reaksi yaitu turbin yang ekspansi uapnya tidak

hanya terjadi pada laluan-laluan sudu pengarah (nosel) yang

tetap saja tetapi juga terjadi pada laluan sudu gerak (sudu-sudu

cakram yang berputar), sehingga terjadi penurunan keseluruhan

kandungan kalor pada semua tingkat sehingga terdistribusi

secara seragam. Turbin jenis ini umumnya digunakan untuk

kepentingan industri.

2.4.2. Prinsip Kerja Turbin Uap

Prinsip kerja Turbin Uap adalah dengan memutar

sudu-sudu ini karena tiupan uap bertekanan yang berasal dari

boiler yang telah dipanasi terdahulu dengan menggunakan

21

bahan bakar padat, cair dan gas. Uap tersebut kemudian dibagi

dengan menggunakan control valve yang akan dipakai untuk

memutar turbin yang dikopelkan langsung dengan pompa dan

juga sama halnya dikopel dengan sebuah generator untuk

menghasilkan energi listrik. Setelah melewati turbin uap, uap

yang bertekanan dan bertemperatur tinggi tadi muncul menjadi

uap bertekanan rendah. Panas yang sudah diserap oleh

kondensor menyebabkan uap berubah menjadi air yang

kemudian dipompakan kembali menuju boiler. Sisa panas

dibuang oleh kondensor mencapai setengah jumlah panas

semula yang masuk. Selama proses ekspansi uap di dalam

turbin juga terjadi beberapa kerugian utama yang

dikelompokkan menjadi dua jenis kerugian utama, yaitu

kerugian dalam dan kerugian luar. Hal ini mengakibatkan

terjadinya kehilangan energi, penurunan kecepatan dan

penurunan kecepatan dari uap tersebut yang pada akhirnya akan

mengurangi efisiensi siklus dan penurunan daya generator yang

akan dihasilkan oleh generator listrik.

2.4.3. Konstruksi Turbin Uap

2.4.3.1 Komponen Utama

a. Sudu-sudu

Sudu-sudu turbin didesain dengan

seaerodinamis mungkin untuk mengurangi losses

yang mungkin terjadi akibat adanya gaya gesek dan

meningkatkan kecepatan uap yang mengalir. Sudu-

sudu yang ada pada turbin biasanya terdiri dari

beberapa silinder yaitu: High Pressure Cylinder,

Intermediate Cylinder dan Low Cylinder. Masing-

masing silinder memiliki rotor yang disangga oleh

bearing/bantalan. Rotor-rotor tersebut disambung

menjadi satu. Ruang antara rotor dan casing diterdiri

dari rangkaian sudu-sudu tetap dan sudu-sudu gerak

yang dipasang berselang seling. Stator dipasang

dibagian disekeliling bagian dalam dari casing.

Sedangkan serangkaian sudu gerak dipasang pada

22

rotor. Apabila ke dalam turbin dialirkan uap yang

bertekanan, maka energi panas dari uap ini akan

diubah menjadi energi mekanik dalam bentuk putaran

poros. Mula-mula energi panas dalam uap diubah

menjadi uap terlebih dahulu menjadi energi kinetik

dengan cara melewatkan uap tersebut pada nozzle.

Uap yang berkecapatan tinggi kemudian dialirkan ke

sudu-sudu, sehingga akan menghasilkan putaran

poros. Poros yang berputar ini kemudian digunakan

untuk memutar poros generator.

Klasifikasi Sudu

Berdasarkan pada prinsip cara

pembangkitan gaya gerak, sudu-sudu turbin

dibedakan menjadi dua (2) macam, yaitu sudu

impuls dan sudu reaksi. Turbin modern

umumnya merupakan kombinasi dari kedua

macam sudu tersebut.

a) Sudu Impuls

Sudu-sudu tetap berfungsi sebagai nozzle

sehingga uap yang melewatinya akan

mengalami peningkatan energi kinetik. Uap

dengan kecepatan tinggi ini selanjutnya

akan menumbuk sudu-sudu gerak.

Tumbukan anatara uap dengan sudu-sudu

gerak ini akan memutar poros turbin. Uap

yang telah menumbuk sudu-sudu gerak

tersebut kemudian diarahkan untuk masuk

ke dalam sudu-sudu tetap tahap/stage

berikutnya. Selama melintasi sudu gerak,

tekanan dan entalpinya tidak berubah. Pada

sudu impuls, penurunan tekanan dan energi

panas uap hanya terjadi pada sudu tetap dan

nozzle saja.

a) Sudu Reaksi

23

Pada suatu turbine dengan instalasi yang

terpasang dengan kondisi 100% sudu reaksi,

maka sudu gerak hanya berfungsi sebagai

nozzle sehingga uap yang melewatinya akan

mengalami peningkatan kecepatan.

Peningkatan kecepatan ini akan

menimbulkan gaya reaksi yang arahnya

berlawanan dengan arah kecepatan uap.

Gaya reaksi pada sudu gerak inilah yang

akan memutar poros turbine. Uap

selanjutnaya dialirkan pada sudu tetap yang

berfungsi untuk mengarahkan uap ke sudu

gerak tahap berikutnya. Pada sudu yang

terdiri dari 100% reaksi, penurunan energi

panas akan dan tekanan hanya terjadi pada

sudu gerak. Sudut dan desain dari sudu-sudu

ini dibuat seaerodinamis mungkin agar

turbin dapat berputar dengan kecepatan

desainnya dan uap mampu mengalir dengan

mulus melewati sudu tersebut sehingga

mengurangi adanya erosi (pengikisan)

seminimum mungkin.

b. Stator dan Rotor

Stator merupakan komponen dalam turbin yang

dilengkapi dengan sudu-sudu yang diam. Fungsi dari

stator adalah untuk mengubah energi potensial

menjadi energi kinetik. Stator juga berfungsi untuk

mengarahkan uap ke rotor (sudu jalan turbin). Pada

stator dilengkapi nozzle untuk menyemburkan uap

panas bertekanan dari Boiler. Nozzle pada sudu tetap

dipasang pada Casing dan Fixed. Rotor merupakan

Bagian pada turbin yang berputar. Disekeliling rotor

terdapat sudu jalan yang berfungsi untuk mengubah

energi kinetik uap menjadi energi mekanis. Rotor

dipasang bersama dengan poros penggerak.

24

c. Casing

Casing berfungsi untuk melindungi proses

ekspansi uap oleh turbin agar tidak terjadi kebocoran

dari dan kearah luar. Casing juga berfungsi untuk

melindungi komponen-komponen dalam turbine

terhadap debu atau benda-benda asing dari luar.

Casing juga berfungsi sebagai dudukan dari bearing

rotor. Permukaan dalam dari casing harus dibuat

seefisien mungkin agar uap yang berlalu melewati

casing tidak banyak losses karena permukaan casing

yang tidak kurang baik. Desain dari casing juga harus

mampu menjadi support dari blades/sudu dan nozzles

pada semua stage. Uap yang digunakan untuk

menggerakkan turbin merupakan uap dengan tekanan

dan temperatur yang tinggi. Oleh karena itu casing

dari steam turbine harus tahan terhadap stress.

d. Poros/ shaft

Poros merupakan salah satu bagian dari turbin

yang menjadikan rotor-rotor berbagai tingkat turbine

menjadi satu kesatuan. Poros ini juga

mentransmisikan torsi rotor turbin untuk memutar

bagian dari poros generator listrik. Perlu diperhatikan

saat pemasangan antara dua poros (poros turbine

dengan poros generator) adalah saat pemasangan.

Pemasangan kedua poros harus benar-benar lurus.

Tidak boleh terjadi missalignment karena akan

menyebabkan timbulnya vibrasi/getaran.

2.4.3.2 Sistem Perlengkapan Turbin Uap

Agar steam turbine beroperasi dengan baik, maka

dilengkapi dengan beberapa Sistem Perlengkapan. Sistem

Perlengkapan pada turbin uap tersebut meliputi:

i. Vacuum System

25

Vacuum System adalah sistem pembuatan kondisi

vakum pada peralatan yang digunakan untuk keperluan

efisiensi seperti penurunan titik didih, titik uap,

pengembunan, pemisahan fase dan penurunan tekanan

(dimaksudkan agar aliran mengalir dari tekanan tinggi

ke tekanan rendah).

Vacuum System terbagi menjadi dua, yaitu:

a) Vacuum oleh Nozzle merupakan Kondisi vakum yang

disebabkan oleh nozzle sehingga terjadi penyempitan

aliran (flowrate dan tekanan menjadi turun).

b) Vacuum oleh fan/blower merupakan Kondisi vakum

yang disebabkan oleh putaran fan/blower

untuk menurunkan tekanan.

ii. Steam Jet Air Ejector

Steam Jet Air Ejector merupakan peralatan berbentuk

tabung tipe Shell and Tube dengan Shell (steam dan

Auxiliary steam HP Turbin) dan Tube (Condensate

Water dari CP) dan kondisi vakum disini dibangkitkan

oleh nozzle dimana aliran dari Auxiliary Steam HP

Turbin berkecepatan tinggi dan dilewatkan percabangan

steam LP Turbin dari Condenser maka terjadilah

penarikan aliran sehingga membuat vakum ruang

kondensasi di Condenser. Kondisi ini membuat steam

LP Turbin tertarik lebih cepat dengan titik pengembunan

yang rendah sehingga didapat Condensate Water lebih

banyak dengan waktu singkat. Proses pemanfaatan panas

(Heat Recover) yaitu steam dari Auxiliary Steam HP

Turbin + Steam LP Turbin mengalami kondensasi karena

kontak dengan fluida dingin dari CP dan dialirkan ke

Hotwell, sedangkan Condensate Water dari CP yang

naik temperaturnya dialirkan ke Gland Steam Condenser

(GSC).

iii. Gland Steam Condenser

26

Gland Steam Condenser memiliki bentuk seperti

tabung bertipe shell and tube (shell dari gland seal steam

– GSS Poros/Labirinth Turbine dan Tube dari aliran

SJAE). GSC ini dimaksudkan untuk pemanfaatan panas

yang tidak digunakan (Heat Recover) dari

Poros/Labirinth Turbin (berfungsi untuk perapat agar

steam terisolasi dalam sistem).

GSC digunakan untuk membantu pemanasan awal

sebelum ke proses berikutnya. Kondisi disini dibuat

vakum oleh Gland Stean Exhaust Blower (GSEB)

dengan cara kerjanya sebagai berikut: Steam GSS yang

melewati Poros/Labirinth turbin jika tidak mengalami

sirkulasi maka akan terdapat kejenuhan sehingga akan

timbul panas berlebih pada suatu titik sehingga

mengakibatkan Overheating yang bisa mengakibatkan

keretakan material.

Gambar 2.9 Gland Steam Condenser

(PJB)

iv. Vapor Extraction Main Oil

27

Vapor Extraction Main Oil berbentuk blower untuk

menyedot Seal Oil yang telah digunakan untuk perapat

(sealing) / pelumasan (Jika Turbin tekanan tinggi

bertujuan agar steam tidak keluar ke lingkungan dan jika

turbin tekanan rendah bertujuan agar udara lingkungan

tidak masuk ke steam). Oli yang digunakan untuk perapat

akan mengalami kenaikan temperatur sehingga sewaktu

dikembalikan ke Main Oil Tank akan berbentuk buih /

busa yang jika dibiarkan akan berbentuk uap air yang

akan menggangu kinerja Seal Oil / pelumasan.

v. Condensate System

Condensate System merupakan sistem yang

digunakan pada condensate extraction pump. CEP

sendiri berfungsi untuk mensupply air kondensat yang

berasal dari kondensor (Hot Whell) menuju ke proses

selanjutnya, yaitu deaerator dan feed water tank. Uap air

yang selanjutnya berubah fase menjadi air di dalam

kondensor memiliki besar tekanan nol atau vakum.

Untuk itulah dibutuhkan CEP untuk menaikkan head air

sehingga dapat tersupply ke deaerator yang letaknya di

ketinggian tertentu. Pompa ekstraksi kondensat berjenis

pompa sentrifugal dengan sumbu/ shaft vertikal dan

multistage. Digunakannya pompa sentrifugal karena

cocok dengan kebutuhannya pada kondisi yang

bertekanan dan volume tinggi, serta hanya dibutuhkan

suction head yang minimum untuk beroperasi. Setiap stage memiliki impeller tersendiri, jadi total

ada tiga impeler. Air kondensat yang keluar dari

kondensor, memiliki temperatur hangat (sekitar 40o -50 oC) dengan tekanan vakum. Kondensat tersebut masuk ke

pompa menuju stage pertama dan dinaikan tekanannya.

Selanjutnya masuk ke stage dua dan tiga dan tepat di titik

outlet dari stage terakhir tekanan masih hampir

mendekati tekanan yang diinginkan. Selanjutnya

28

kondensat keluar dari pompa tersebut melewati difuser,

yang secara desain akan mendorong air menuju volute

casing dan menaikkan tekanan kondensat sesuai dengan

yang diinginkan. Pompa ekstraksi kondensat amat rentan

mengalami kavitasi. Hal ini disebabkan karena air

inletnya memiliki tekanan yang vakum dan temperatur

yang masih hangat, dan berpotensi terbentuknya

gelembung uap air pada CEP.

Kavitasi adalah sebuah fenomema terbentuknya

gelembung - gelembung uap air pada pompa yang dapat

menimbulkan suara bising pada pompa dan bahkan dapat

menghasilkan tekanan nol pada outlet pompa. Untuk

menghindari kavitasi pada CEP, maka level ketinggian

air kondensat di dalam kondensor dijaga pada level

tertentu. Ketinggian kondensat di dalam kondensor

menjadi positive suction head dari CEP. Untuk itu level

ketinggian dari kondensat tersebut menjadi salah satu

input proteksi untuk pompa CEP. Apabila level

kondensat turun pada nilai tertentu, pompa CEP yang

sedang bekerja akan "dihentikan" oleh sistem otomatis

nya untuk menghindari kerusakan yang lebih parah

akibat terjadinya kavitasi. Dalam sistem biasanya

29

diberikan Balancing Pipe/Equalizing dengan tujuan

untuk menyeimbangkan tekanan.

Gambar 2.10 Condensate Extraction Pump [9]

2.4.3.3 Lubrication System Steam Turbine

Lubrication System bertujuan untuk mengurangi

kausan, mengurangi efek gesekan, meningkatkan

efisiensi turbin, mendinginkan komponen-komponen,

penghambat korosi, pembuang kotoran dan sejenisnya

dan peredam kejutan. Sistem pelumasan pada turbine

merupakan salah satu hal yang harus diperhatikan karena

pelumasan yang baik dapat mencegah kerusakan

memperpanjang umur peralatan. Harus mencakup right

time,right amount,right place,right methode, dan right

lubricant. Sistem pelumasan harus dilengkapi dengan

beberapa pompa minyak pelumas untuk memenuhi

kebutuhan turbin pada kondisi yang beberapa kondisi

yang berbeda. Oleh karena itu, dibawah ini akan

diperlihatkan bagaimana mekanisme kerja pompa

pelumasan.

30

Gambar 2.11 Blok Diagram alur Pelumasan Turbin Uap [10]

Untuk menjelaskan tentang gambar diatas, berikut

ini merupakan penjelasan tentang mekanisme kerja sistem

pelumasan pada turbin uap:

• Minyak disimpan dalam suatu reservoir untuk mengisi

pompa kemudian didinginkan, disaring,

didistribusikan kepada pengguna akhir, dan

dikembalikan ke reservoir.

• Reservoir dipanaskan untuk penyalaan awal dengan

indikasi suhu lokal.

• Reservoir terpisah dari pelat dasar dan dipasang untuk

menahan kotoran dan air.

• Waktu penyimpanan minyak pada reservoir harus 10

menit dari aliran normal dan total volume dibawah level

operasi minimum.

• Level rundown, yaitu level tertinggi minyak dalam

reservoir dapat tercapai selama sistem tidak bekerja.

• Sistem pelumasan dilengkapi dengan pompa minyak

utama dan katup kendali

31

• Kapasitas pompa utama harus 10 ± 15 % lebih besar

dari pemakaian sistem maksimum.

Setelah mengetahui mekanisme kerja pompa

pelumasan pada turbin uap, selanjutnya adalah penjelasan

tentang komponen dari sistem pelumasan yang digunakan

untuk pelumasan di turbin uap.

Pompa pelumas utama (main oil pump)

MOP merupakan pompa utama yang

mensirkulasikan lube oil, dari MOT sampai ke

Bearing pada Turbin. MOP merupakan pompa

sentrifugal yang berada satu poros dengan Turbin.

Dimana MOP memiliki spesifikasi sebagai berikut:

MOP Suction 1,4 kg/cm2g

MOP Discharge 14 kg/cm2g

MOP Rated Speed 3000 RPM

Pompa ini juga memiliki fungsi untuk

memberikan suplai pelumasan pada turbin ketika

turbin telah berputar pada putaran normal atau

mendekati. Selain itu pompa pelumas utama juga

mensuplai minyak untuk keperluan sistem governor,

seperti power oil dan pilot oli.

Pompa pelumas bantu (auxiliary oil pump)

AOP merupakan pompa back-up pertama dari

MOP untuk mempompa lube oil dari MOT menuju

Bearing dan Kontrol Hidrolik. AOP beroperasi ketika

MOP Discharge Press kurang dari 12,3 kg/cm2g dan

belum mencapai Rated Speed 3000 RPM.

Spesifikasi dari AOP adalah sebagai berikut:

a. AOP Discharge Press 13 kg/cm2g

b. AOP Suction directly inside MOT

c. Motor Voltage 4,16 V (Unit Aux Bus)

d. Motor Capacity 190 KW

e. Rotation Speed 3000 RPM

32

Pompa pelumas turning gear (turning gear oil

pump)

TGOP merupakan pompa back-up kedua dari


Bearing. TGOP beroperasi ketika MOP Discharge

Press kurang dari 8,8 kg/cm2g. Selain itu, TGOP juga

dioperasikan ketika Turbin diputar oleh Turning Gear

pada kecepatan 2,5 RPM.

Spesifikasi TGOP:

i. TGOP Discharge Press 3,3 kg/cm2g

ii. TGOP Suction directly inside MOT

iii. Motor Voltage 460 V (Emergency C/C Bus)

iv. Motor Capacity 30 KW

v. Rotation Speed 1500 RPM

Pompa pelumas darurat (emergency oil

pump)

EOP merupakan pompa back-up ketiga dari


Bearing. EOP beroperasi ketika MOP Discharge Press

kurang dari 8,8 kg/cm2g. EOP beroperasi

menggunakan suplai baterai, ketika unit mengalami

gangguan (kehilangan daya pemakaian sendiri).

Penggerak EOP adalah Motor (DC C/C Bus 110V).

EOP berada tepat di atas MOT dan menggunakan

Suction secara langsung dari MOT.

Spesifikasi EOP adalah sebagai berikut:

a. EOP Discharge Press 3,3 kg/cm2g

b. EOP Suction directly inside MOT

c. Motor Voltage 110 V (DC C/C Bus)

d. Motor Capacity 25 KW

e. Rotation Speed 1750 RPM

33

Pompa pendingin minyak (oil cooler pump)

Oil Cooler merupakan pendingin Lube Oil

sebelum menuju ke Bearing. Lube Oil didinginkan

oleh Cooling Water di Tube di dalam Oil

Cooler.Terdapat dua Oil Cooler di dalam MOT dan

dilengkapi dengan Change Over Valve. Untuk

mengatur temperature Lube Oil dilakukan throtle

pembukaan Cooling Water Inlet Valve pada Oil

Cooler.

2.4.3.4 Troubleshooting dan Penanganan

MOP Discharge Press Low Trip

Device : Local PS 06-11 EHC

Setting Value : < 7,4 kg/cm2g

Penanganan :

Unit Safely Shut Down

Pastikan AOP Auto Start

Cek Control Oil Line

Cek Oil Booster Pump

Cek Drive Shaft

Bearing Oil Press Low Trip

Device : Local PS 07-11 EHC

Setting Value : < 0,7 kg/cm2g

Penanganan:

Unit Safely Shut Down

Pastikan AOP dan EOP Auto Start

Cek Bearing Oil Line

Cek Pressure Indicator di local dan CCR

Control Oil Press Low

Device : Local PS 06-21

Setting Value : 12,3 kg/cm2g

Penanganan:

Pastikan AOP Auto Start

34

Bearing Oil Press Low

Device : Local PS 07-01

Setting Value : 1,1 kg/cm2g

Penanganan:

Pastikan AOP atau EOP Auto Start

Cek Bearing Oil Line

Cek Oil Pump Discharge Check Valve

Cek tekanan Oil Booster Pump Discharge

Main Oil Tank Level High-Low

Device : Local LIS 37-01

Setting Value :

NOL < - 102 mm (Turbine Reset)

NOL > + 102 mm (Turbine Reset)

NOL > + 508 mm (Turbine Trip)

Penanganan:

Cek Tekanan Control Oil dan Bearing Oil

Apabila MOT Level High, terdapat

kemungkinan kebocoran air dari Oil Cooler.

Cek Water Over Flow Line pada Oil

Conditioner, lakukan Change Over Oil Cooler,

kemudian buka sedikit Blow Valve pada MOT

untuk mengeluarkan air.

Apabila MOT Level Low, cek Blow Valve

pada MOT dan cek Oil Line.

AOP Trip

Device : M/C 49.50.51

Penanganan:

Pastikan TGOP atau EOP Auto Start

Cek tekanan Bearing OilUnit tidak dapat Start

Up atau Shut Down. Oleh karena itu, harus

segera dilakukan perbaikan.

35

TGOP Trip

Device : 30 4C

Penanganan:

Pastikan AOP atau EOP Auto Start (Pada

waktu Turning Gear Engaging)

Cek tekanan Bearing Oil

EOP Overload

Device : 30 C/C

Penanganan:

Pastikan AOP atau TGOP Auto Start

Cek tekanan Bearing Oil

2.4.3.5 Peralatan Pengaman Turbin

Beberapa pengamanan turbin yang dilakukan untuk

menjaga dari kerusakan antara lain sebagai berikut:

Over speed Protection

Sistem pengamanan ini berfungsi untuk menjaga

putaran turbin tidak melebihi batas maksimal yang

diterima turbin. Bila putaran melebihi dari yang

ditentukan sekitar 3000 rpm, maka tegangan yang

disebabkan gaya sentrifugal pada sudu-sudu gerak

akan melebihi yield strength material, dan akan

menyebabkan rotor turbin retak dan pecah.

Low Vaccum Unloader Trip

Merupakan pengaman vakum kondensor yang

disebut juga automatic low vaccum trip yang

merupakan interlock dengan turbin karena tidak

akan dimasuki uap jika condenser belum vakum.

Alat ini akan mentrip turbin jika uap yang keluar

dari turbin menuju kondensor tersebut naik dari

36

batas-batas yang telah diizinkan. Kondisi vakum

adalah kondisi dimana tekanan sistem berada di

bawah tekanan 1 atm (1 atm= 760mmHg).

Trip akibat vibrasi tinggi

Segala jenis kerusakan pada peralatan yang

berputar akan menimbulkan vibrasi. Adanya

vibrasi /getaran pada steam turbin menunjukkan

bahwa adanya kerusakan pada steam turbin.

Kerusakan yang terjadi dapat terjadi akibat

beberapa sebab. Beberapa kerusakan yang

menimbulkan vibrasi adalah kerusakan akibat

missalignment poros, bearing aus, sudu-sudu

turbin rusak dan lain-lain.

Emergency Trip

Emergency Trip merupakan langkah terakhir yang

dilakukan apabila peralatan-peralatan pengaman

turbin yang lain tidak dapat mentripkan turbin.

Emergency turbine merupakan sebuah tuas yang

bekerja secara manual dengan menarik tuas

tersebut untuk mentripkan turbin.

2.5. Tinjauan Termodinamika

Pada pembangkit listrik tenaga uap, proses produksi

yang digunakan banyak berhubungan dengan analisa

termodinamika, yaitu menggunakan hukum konservasi energi

atau kekekalan energi. Hukum ini menyatakan bahwa energi

tidak dapat diciptakan ataupun dilenyapkan. Energi dari suatu

sistem yang mengalami perubahan (proses) dapat bertambah

atau berkurang oleh pertukaran dengan lingkungan dan diubah

dari bentuk yang satu ke bentuk yang lain di dalam sistem itu.

Sehingga dalam hukum ini, semua perubahan energi harus

diperhitungkan.

37

Analisis Termodinamika berawal dari persamaan

energi, dimana persamaan energi tersebut merupakan gabungan

dari energi dalam, energi kinetik, dan energi dalam. Bentuk

energi yang digunakan untuk memenuhi persamaan diatas

adalah terdiri dari energi dalam, energi kinetik dan energi

potensial. Energi potensial termasuk total energi, sedangkan

untuk energi lain yang termasuk kedalam persamaan hukum

kekekalan energi adalah energi kinetik.

Selain energi potensial dan energi kinetik juga

terdapat energi dalam, dimana energi ini dapat didefinisikan

sebagai energi yang ada selain energi potensial dan energi

kinetik. Untuk hukum kekekalan energi dengan control volume

dengan massa yang konstan, control mass dapat dinotasikan

sebagai berikut:

Gambar 2.12 Skema persamaan energi untuk control volume

(Sontag 2013)

38

Sehingga persamaan hukum kekekalan energi untuk

control volume secara lengkap adalah sebagai berikut:

𝑑𝐸𝐶.𝑉

𝑑𝑡

= 𝑄𝐶.𝑉 − 𝑊𝐶.𝑉 + ∑ ṁ𝑖 (ℎ𝑖 +

1

2𝑉𝐼

2 + 𝑔𝑍𝑖) − ∑ ṁ𝑒 (ℎ𝑒 +1

2𝑉𝑒

2 + 𝑔𝑍𝑒)

(Sontag.2013)

Untuk keadaan Steady State dapat digunakan jika

memenuhi asumsi berikut:

1. Diasumsikan bahwa control volume tidak bergerak relative

menuju ke luar boundary layer. Dan tidak ada kerja yang

berasosiasi dengan kecepatan control volume.

2. Diasumsikan bahwa tingkat keadaan massa pada tiap titik

tidak bervariasi terhadap waktu.

Sehingga persamaannya dapat dilihat sebagai

berikut:

𝑑𝑚𝑐. 𝑣

𝑑𝑡= 0 𝑑𝑎𝑛

𝑑𝐸𝑐. 𝑣

𝑑𝑡= 0

Menjadi:

∑ 𝑚𝑖 = ∑ 𝑚𝑒

��𝑐𝑣 + ∑ ṁ𝑖 (ℎ𝑖 +𝑉𝑖

2

2+ 𝑔𝑍𝑖) = ∑ ṁ𝑒 (ℎ𝑒 +

𝑉𝑒2

2+ 𝑔𝑍𝑒) +

𝑊𝑐𝑣

(Sontag.2013)

3. Diasumsikan bahwa variasi mass flow, tingkat keadaan dan

rate dari panas dan kerja yang bertentangan dengan control

39

surface dianggap sama pada setiap kuantitas. Sehingga

untuk proses ini dapat dituliskan sebagai berikut:

𝑄𝐶𝑉 + ṁ (ℎ𝑖 +𝑉𝑖

2

2+ 𝑔𝑍𝑖) = ṁ

(ℎ𝑒 +

𝑉𝑒2

2+ 𝑔𝑍𝑒) + ��𝐶.𝑉

(Sontag.2013)

Dapat dituliskan lagi sebagai berikut:

𝑞 + ℎ𝑖 +𝑉𝑖

2

2+ 𝑔𝑍𝑖 = ℎ𝑒 +

𝑉𝑒2

2+ 𝑔𝑍𝑒 + 𝑤

(Sontag.2013)

2.6. Siklus Rankine

2.6.1. Siklus Rankine Ideal

Siklus Rankine ideal merupakan siklus pembangkit

yang paling sederhana, siklus ini terdiri dari empat (4)

komponen utama, yaitu: boiler, turbin, condensor dan pompa.

Untuk boiler akan terjadi proses pemanasan yang reversible

pada tekanan konstan dan menghasilkan uap bertekanan yang

nantinya uap yang nantinya akan di ekspansikan ke turbin.

Kemudian untuk turbin uap pada proses idealnya akan terjadi

ekspansi uap yang bersifat reversible adiabatic dan kemudian

uap yang dihasilkan akan memutar poros yang dihubungkan

dengan generator listrik. Uap yang telah diekspansikan ke

turbin uap akan dikondensasikan oleh kondenser. Di kondenser

uap akan mengalami pengurangan kalor secara reversible pada

tekanan konstan hingga mengalami perubahan fase dari uap

menjadi cair. Setelah menjadi cair, uap yang telah berubah

wujud tersebut akan di pompa lagi menuju boiler secara

reversible adiabatic compression dengan proses yang ideal.

40

Begitu seterusnya siklus ini berlangsung. Blok diagram dan TS

diagram siklus rankine ideal dapat dilihat pada gambar berikut:

Gambar 2.13 Blok Diagram Siklus Rankine Ideal

(Sontag.2013)

Gambar 2.14 TS Diagram Siklus Rankine Ideal

(Sontag.2013)

Keterangan:

1-2 : Proses menaikkan tekanan air dengan Boiler Feed Pump

41

2-3 : Air bertekanan tinggi memasuki Boiler, dipanaskan

dengan tekanan konstan. dengan sumber panas dari luar

(pembakaran bahan bakar).

3-4 : Proses ekspansi uap jenuh di turbine (menghasilkan kerja,

ditranfer ke generator)

4-1 : Proses kondensasi (perubahan phase uap ke cair), pada

tekanan & temperatur konstan di kondensor.

Untuk memperoleh efisiensi suatu pembangkit

terlebih dulu harus diketahui entalphi dari tiap state (tingkatan)

yang dapat diketahui dari temperature dan tekanannya.

Sehingga dapat disimpulkan bahwa persamaan yang digunakan

adalah steady flow energy equation (SFEE), yang dapat dilihat

seperti persamaan dibawah ini:

Persamaan SFEE control volume pada Boiler

ℎ4 + 𝑄𝑙 = ℎ1

𝑄𝑙 = ℎ1 − ℎ4

Persamaan SFEE control volume pada Turbin

ℎ1 = 𝑊𝑡 + ℎ2

𝑊𝑡 = ℎ1 − ℎ2 Persamaan SFEE pada Kondenser

ℎ2 = 𝑄2 + ℎ3

𝑄2 = ℎ2 − ℎ3 Persamaan SFEE pada Pompa

ℎ3 + 𝑊𝑝 = ℎ4

𝑊𝑝 = ℎ4 − ℎ3

Efisiensi Siklus Rankine dapat dicari dengan

menggunakan persamaan:

ƞ =𝑊𝑛𝑒𝑡

𝑄1=

𝑊𝑇 − 𝑊𝑃

𝑄1=

(ℎ1 − ℎ2) − (ℎ4 − ℎ3)

(ℎ1 − ℎ4)

(PK. Nag.2008)

2.6.2. Siklus Rankine Aktual

42

Siklus ini merupakan modifikasi dari Siklus Rankine

yang telah dimodifikasi untuk meningkatkan efisiensi siklus

secara keseluruhan. Modifikasi yang dilakukan antara lain

dilakukan pada turbin uap dengan menggunakan tiga tingkat

yaitu: High, Intermediate dan Low Pressure Turbine. Untuk

memaksimalkan efisiensi turbin uap dapat dilakukan dengan

penambahan beberapa komponen pendukung, antara lain yaitu:

a. Superheater, berfungsi untuk menaikkan temperatur

uap yang telah terbentuk di dalam water wall boiler

sehingga diperoleh temperatur yang tinggi dan akan

menghasilkan kerja turbin yang besar ketika

diekspansikan.

b. Reheater, berfungsi untuk menaikkan temperatur

uap yang telah turun ketika digunakan untuk

ekstraksi turbin pertama di HPH 3

c. Feed Water Heater, berfungsi untuk menaikkan

temperatur air sebelum masuk kedalam boiler. Ada

dua tipe feed water heater, yaitu open dan close.

Untuk open feed water heater memiliki ciri yaitu

uap panas dan air yang akan dipanaskan bercampur

menjadi satu. Contohnya adalah Deaerator.

Sedangkan untuk close feed water heater memiliki

ciri yaitu uap panas dan air yang dipanaskan terpisah

atau berbeda saluran, karena uap panas akan

melewati shell sedangkan air yang akan dipanaskan

dilewatkan tube. Contohnya adalah High Pressure

Heater dan Low Pressure Heater.

43

2.7. Evaluasi Kerja dan Energi Kalor Pada Siklus Aktual

Gambar 2.15 Blok Diagram Siklus Rankine Aktual

(P.K Nag.2008)

44

Gambar 2.16 TS Diagram Siklus Rankine Aktual

(P.K Nag.2008)

i. Evaluasi Mass Flow Rate

Heater 1

ṁ1(ℎ2 − ℎ22) = 1(ℎ23 − ℎ21)

Heater 2

ṁ2(ℎ5 − ℎ20) + ṁ1(ℎ22 − ℎ20) = 1(ℎ21 − ℎ19)

Heater 3

ṁ3(ℎ6 − ℎ18) + (ṁ1 + ṁ2)(ℎ20 − ℎ18)= (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3)(ℎ18 − ℎ17)

45

Heater 4

ṁ4(ℎ7 − ℎ16) = (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3)(ℎ17 − ℎ15)

Heater 5

ṁ5(ℎ8 − ℎ12) + ṁ4(ṁ16 − ṁ12)= (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3 − ṁ4)(ℎ14 − ℎ11)

(P.K Nag. 2008)

ii. Evaluasi Daya Turbin

𝑊𝑇 = ṁ𝑖ℎ𝑖 − ṁ𝑒ℎ𝑒

𝑊𝑇 = 1(ℎ1 − ℎ2) + (1 − ṁ1)(ℎ2 − ℎ3) + (1 − ṁ1)(ℎ4 − ℎ5)+ (1 − ṁ1 − ṁ2)(ℎ5 − ℎ6)+ (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3)(ℎ6 − ℎ7)+ (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3 − ṁ4)(ℎ7 − ℎ8)+ (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3 − ṁ4 − ṁ5)(ℎ8 − ℎ9)

(P.K Nag. 2008)

iii. Evaluasi Kerja Pompa

𝑊𝑃 = ṁ𝑖ℎ𝑖 − ṁ𝑒ℎ𝑒

𝑊𝑃 = (1 − ṁ1 − ṁ2 − ṁ3 − ṁ4 − ṁ5)(ℎ10 − ℎ11)+ (1 − ṁ1 − ṁ2)(ℎ18 − ℎ19)

(P.K Nag. 2008)

iv. Evaluasi Kalor Boiler

𝑄𝑖𝑛 = ṁ𝑒ℎ𝑒 − ṁ𝑖ℎ𝑖

46

𝑄𝑖𝑛 = 1(ℎ1 − ℎ32) + (1 − ṁ1)(ℎ4 − ℎ3)

(P.K Nag. 2008)

v. Evaluasi Performa Siklus PLTU

Mencari efisiensi siklus

ή =Wnet

Ql× 100%

(P.K Nag. 2008)

Mencari THR (Thermal Heat Rate)

THR =Qboiler

Wt − Wp

(P.K Nag. 2008)

Mencari TSR (Teoritical Steam Rate)

TSR =1

(hi − he)

(P.K Nag. 2008)

ASR (Actual Steam Rate)

ASR =TSR

ή

( P.K Nag. 2008)

BWR (Back Work Ratio)

47

BWR =Wp

Wt

(P.K Nag. 2008)

GHR (Gross Heat Rate)

GHR =(hinTurbin × ṁinTurbin)

Gross Out Generator

(P.K Nag. 2008)

48


49

BAB III

METODOLOGI PENELITIAN

3.5 Spesifikasi Komponen PLTU Unit 4 PT PJB UP Gresik

3.1.7 Steam Turbine

Manufacturer : Toshiba Electric System

Type :Tandem Compound Reheat

Turbine

Rated Speed : 3600 rpm

Main Steam P : 189 kg/cm2

Main steam Temp : 5370C

3.1.8 Generator System

Manufacturer : Toshiba Electric System

Type : GLTR 1 544/61-2

Capacity : 125-500 kVA

Voltage : 11 kV

Current : 6587 A

Power Factor : 0,8

Exitation : 435 V/983 A

Cooler : Hydrogen

3.1.9 Condenser

Kuantitas : 1 unit

Type : Surface condensing double flow

pass water box half divided type

Heat transfer area : 29982 m2

Flow rate : 130 kg/s

Sea water in temp : 300C

SW side design P : 3,45 kg/cm2

3.1.10 Boiler Feed Pump

Kuantitas : 3 set each unit (50% each set for

2 condition)

50

Type : Horizontal, multi stage,

centrifugal

Flow rate : 202 ton/hour

Total head : 155 kg/cm2

Temperature : 169,30C

Weight vol. Ratio : 0,898 kg/litre

Speed of rotation : 3000 rpm (sychronous)

Efficiency : 78% at above operating Cond.

Motor Type : Totally enclosed air to air cooled

type

Output motor : 1450 kW

Voltage : AC 6000 V

3.1.11 Condensate Extraction Pump

Kuantitas : 2 sets for each other (100% each

set for TVWO condition)

Type : Vertical, multistage, barrel

Flow rate : 340 t/h

Total head : 17 kg/cm2

Temperature : 42,20C

Weight vol. Ratio : 0,991 kg/litre

Speed of rotation : 1500 rpm (synchronous)

Efficiency : 76,5% at above operating cond.

Motor Type : Totally enclosed air to air cooled

Output motor : 240 kW

Voltage : AC 6000 V

3.1.12 Deaerator

Design Pressure : 8,6 kg/cm2g

Design Temperature : 2600C

Operating pressure : 103,42 - 344,74 kPa

Operating temperature: 167-169 0C

Outlet capacity : 190 kg/s

Storage capacity : 55 m3 from NWL to empty

Oxygen guarantee : 0,005 ml/l (7 ppb)

Capacity : 55 m3

51

52

3.2. Heat and Mass Balance PLTU Unit 4 PT. PJB UP Gresik

Gambar 3.1 Heat and Mass Balance PLTU

53

Mulai

3.3. Metodologi Pengerjaan Tugas Akhir

Dalam pengerjaan Tugas Akhir ini dilakukan dengan tahapan yang

diperlihatkan pada diagram alir berikut :

Mulai

Perumusan Masalah

Konversi satuan data dan

mencari properties dari

masing-masing cek point

Pengambilan Data sheet sebelum

dan setelah Overhaul

Studi Literature Observasi lapangan

A

54

Gambar 3.2 Diagram Alir Tugas Akhir

3.4 Penjelasan Diagram Alir Pengerjaan Tugas Akhir

Tugas akhir Kaji performa turbin uap sebelum dan setelah

dilakukannya overhaul, dalam penyelesaiannya memiliki metode

dan tahapan sebagai berikut:

3.4.1 Studi Literature

Studi literature merupakan dengan mempelajari

beberapa referensi yang mampu menunjang untuk

melakukan penelitian. Referensi yang digunakan antara lain

bersumber dari buku-buku, artikel, sumber dari internet,

serta sumber-sumber lain yang berhubungan dengan

penelitian yang dilakukan.

Perhitungan Performa Turbin

Uap

A

Selesai

Penyusunan buku laporan

Analisa Performa sebelum dan

setelah Overhaul

55

Pada pengkajian ini meliputi studi pustaka yang

berkaitan dengan turbin uap yang diperoleh dari berbagai

sumber seperti steam turbine oleh, Fundamental of

engineering thermodynamics oleh Michael J. moran dan

Howard N. Shapiro, Fundamental of Thermodynamics oleh

Claus Borgnake dan Richard E. Sonntag, Power Plant

Engineering oleh PK Nag dan beberapa sumber lain. Selain

itu juga dikaji berdasarkan penelitian terdahulu.

3.4.2 Observasi Lapangan

Observasi dan identifikasi lapangan dilakukan

untuk mengetahui adanya permasalahan pada keadaan

aktual yang nantinya dipelajari dan dianalisis sebagai topik

tugas akhir. Turbin uap adalah topik yang dianalisa pada

tugas akhir ini dan analisa dilakukan pada performa turbin

uap sebelum dan setelah dilakukannya Overhaul.

3.4.3 Perumusan Masalah

Setelah mencari berbagai literature dan observasi

pada Steam Turbine Generator di PT. PJB UP Gresik,

langkah selanjutnya adalah merumuskan masalah secara

spesifik dengan bahasan dan objek penelitian tugas akhir

turbin uap. Tugas akhir ini mengangkat masalah bagaimana

performa yang terjadi pada saat sebelum dilakukannya

Overhaul dan setelah dilakukannya Overhaul.

3.4.4 Pengumpulan Data

Pada tahap ini, data dikumpulkan dari berbagai

sumber informasi analisis unjuk kerja Steam Turbine

Generator yang ada di PT. PJB UP Gresik.

3.4.5 Konversi dan Perhitungan Properties

Pada tahap ini dilakukan konversi satuan dari data-

data yang telah dikumpulkan ke dalam satuan yang umum

56

digunakan untuk mempermudah proses perhitungan.

Selanjutnya dilakukan perhitungan secara termodinamika

pada tiap titik (state) untuk mendapatkan data properties

yang selanjutnya akan digunakan untuk menghitung unjuk

kerja turbin uap.

3.4.6 Perhitungan Performa Turbin Uap

Setelah dilakukan konversi dan didapatkan data

properties pada masing-masing titik. Maka selanjutnya

adalah perhitungan performa turbin uap dengan

menggunakan data properties tersebut. Perhitungan

performa tersebut antara lain daya turbin, daya pompa

(BFP), kalor boiler dan efisiensi siklus, BWR, TSR, ASR,

GHR.

3.4.7 Penyusunan Buku Laporan

Setelah itu dilakukan penyusunan buku laporan

tugas akhir mengenai topik yang telah diangkat.

57

BAB IV

PERHITUNGAN DAN PEMBAHASAN

Pada bab ini akan dijabarkan langkah-langkah perhitungan

unjuk kerja Siklus Rankine PLTU dengan menggunakan:

1. Data operasi sebelum dan sesudah overhaul tahun 2017

PLTU PJB Unit 4

2. Data heat and mass balance PLTU

3. Data heat and mass balance untuk menentukan ekstraksi

turbin uap.

4.1. Data yang digunakan

Data yang digunakan merupakan data yang diperoleh dari

data performance test PLTU Unit 4. Untuk data sebelum overhaul

diambil pada tanggal 24 Oktober 2017 sedangkan data sesudah

overhaul diambil pada tanggal 19 Desember 2017.

Tabel 4.1 Data Operasi Sebelum Overhaul

Sebelum OH Flow

(kg/s)

Temperature

(celcius) Tekanan

main steam 180,3 540,3 16,7 Mpa

hph8 in 395,2 5 Mpa

cold reheat 324 2,97 Mpa

hph7 in 322,8 2,75 Mpa

hot reheat 540 2,97 Mpa

hph6 in 441 1,37 Mpa

ip turbin out 410 696 Kpa

lp turbin in 410 696 Kpa

lph4 in 397,8 343 Kpa

lph3 in 266,5 166,7 Kpa

lph2 in 189 81,2 Kpa

lph1 in 68,3 Kpa

lp turbin exhaust 11,78 Kpa

58

sh spray 5,4 172,4 21,3 Mpa

feedwater out 145 267 18,4 Mpa

Tabel 4.2 Data Operasi Setelah Overhaul

Setelah OH Flow

(kg/s)

Temperature

(celcius)

Tekanan

(kg/cm2)

main steam 176,5 540,3 16,7 Mpa

hph8 in 401,6 5,3 Mpa

cold reheat 310 3,08 Mpa

hph7 in 329,9 2,9 Mpa

hot reheat 538,4 3,08 Mpa

hph6 in 437 1,47 Mpa

ip turbin out 357 755 Kpa

lp turbin in 357 755 Kpa

lph4 in 261,8 363 Kpa

lph3 in 185 176,5 Kpa

lph2 in 91,2 80,4 Kpa

lph1 in 67,2 Kpa

lp turbin exhaust 11,7 Mpa

sh spray 4,14 175,4 20,4 Mpa

feedwater out 147 270 18,6 Mpa

59

4.2. Heat and Mass Balance PLTU Unit 4 PT PJB UP

Gresik.

Gambar Heat and Mass Balance dapat dilihat pada lampiran

4.3. T-S Diagram PLTU Unit 4 PT PJB UP Gresik

Gambar 4.1 TS Diagram PLTU Unit 4 PJB UP Gresik

4.4. Perhitungan Sebelum Overhaul

4.4.1. Perhitungan Properties pada tiap state

Perhitungan properties tiap state menggunakan tabel

termodinamika yang ada pada buku “Fundamental of

Thermodynamics” edisi 7, karangan Claus Borgnakke dan

Richard E Sontag.

Tabel 4.3 Hasil perhitungan Properties tiap state

sebelum Overhaul

60

State P (Mpa) T (0C) h (kJ/kg) Keadaan

1 16,7 540,3 3401,678 Superheated Steam

2 5 395,2 3183,425 Superheated Steam

3 2,97 324 3052,725 Superheated Steam








11 0,0683 2376,465 Mixture

12 0,01178 2105,862 Mixture

13 43,1 180,4856 Saturated Liquid






19 102 427,464 Saturated Liquid


61






26 18,4 267 1167,616 Compressed Liquid







33 21,3 172,4 754,1216 Compressed Liquid

4.4.2. Perhitungan mass flow rate

Perhitungan mass flow rate pada tiap ekstraksi turbin

menggunakan buku “Power Plant Engineering” karangan PK

Nag.

HPH 3

ṁ2(h2 − h31) = (ṁ1 − ṁ33)(h32 − h30)

62

ṁ2(3183,4 − 1211,56)kj

kg

= (180,3 − 5,4)kg

s(1211,56

− 1063,14)kj

kg

ṁ2 = 13,16 kg

s

HPH 2

ṁ5(h5 − h29) + ṁ2(h31 − h29)

= (ṁ1 − ṁ33)(h30 − h28)

ṁ6(3155,7 − 1063,14)kj

kg

+ 13,16kg

s(1211,56 − 1063,14)

kj

kg

= 174,9kg

s(1063,14 − 859,83)

kj

kg

ṁ5 = 16,86kg

s

HPH 1

ṁ6(h6 − h27) + ṁ5(h29 − h27) + ṁ2(h31 − h29)

= (ṁ1 − ṁ33)(h26 − h28)

ṁ6(3346,3 − 859,83)kj

kg

+ 16,86kg

s(1063,14 − 859,83)

kj

kg

+ 13,16kg

s(1211,56 − 1063,14)

kj

kg

= 174,9kg

s(1167,62 − 859,83)

kj

kg

63

ṁ6 = 19,5kg

s

Deaerator

ṁ7(h7 − h25) + (ṁ6 + ṁ5 + ṁ2)(h29 − h27 − h25)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5)(h25 − h24)

ṁ7(3290,023 − 727,98)kj

kg

+ (19,5 + 16,86 + 13,16)kg

s(1063,14

− 859,83 − 727,98)kj

kg

= 155,4kg

s(727,98 − 606,3)

kj

kg

ṁ7 = 16,1kg

s

LPH 4

ṁ8(h8 − h23) = (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7)(h24

− h22)

ṁ8(3269,77 − 606,3)kj

kg

= 139,3kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

ṁ8 = 3,34kg

s

LPH 3

ṁ9(h10 − h19) + ṁ8(h21 − h19)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8)(h22 − h20)

64

ṁ9(2854,5 − 427,464)kj

kg

+ 3,34kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

= 135,96kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

ṁ9 = 4,05kg

s

LPH 2

ṁ10(h10 − h19) + ṁ9(h21 − h19) + ṁ8(h23 − h21)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8 − ṁ9)(h20 − h18)

ṁ10(2854,5 − 427,464)kj

kg

+ 4,05kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

+ 3,34kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

= 131,91kg

s(427,464 − 363,023)

kj

kg

ṁ10 = 2,43kg

s

LPH 1

ṁ11(h11 − h15) + ṁ10(h19 − h15) + ṁ9(h21 − h19)

+ ṁ8(h23 − h21)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8 − ṁ9 − ṁ10)(h17 − h14)

65

ṁ11(2376,5 − 363,023)kj

kg

+ 2,43kg

s(427,464 − 363,023)

kj

kg

+ 4,05kg

s(524,96 − 427.464)

kj

kg

+ 3,34kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

= 129,5kg

s(363,023 − 187,167)

kj

kg

ṁ11 = 8,3kg

s

4.4.3. Perhitungan daya turbin

Wt = ṁ1(h1 − h2) + (ṁ1 − ṁ2)(h2 − h5)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5)(h5 − h3)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5)(h4 − h6)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6)(h6 − h7)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7)(h7 − h8)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8)(h8

− h9)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9)(h9 − h10)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9 − ṁ10)(h10 − h11)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9 − ṁ10 − ṁ11)(h11 − h12)

66

Wt = 180,3kg

s(218,278

kj

kg) + 167,14

kg

s(127,7

kj

kg)

+ 150,27kg

s(3

kj

kg)

+ 150,27kg

s(201,7

kj

kg)

+ 130,8kg

s(56,27

kj

kg)

+ 114,7kg

s(20,25

kj

kg)

+ 111,35kg

s(264,5

kj

kg)

+ 107,3kg

s(150,77

kj

kg)

+ 104,86kg

s(478

kj

kg)

+ 96,6kg

s(210,64

kj

kg)

Wt = 217.243 kW

4.4.4. Perhitungan kerja pompa

Wp=ṁbfp(h26 − h25) + ṁcep(h14 − h13)

Wp = 145kg

s(1167,62 − 727,98)

kj

kg

+ 58,56kg

s(187,17 − 180,486)

kj

kg

Wp = 64139,07 kW

4.4.5. Perhitungan kalor boiler

Q1 = ṁ1(h1 − h32) + (ṁ1 − ṁ2)(h4 − h3)

67

Q1 = 180,3kg

s(3401,678 − 1211,56)

kj

kg

+ 167,14kg

s(3548 − 3052,7)

kj

kg

Q1 = 448.828,2 kW

4.4.6. Perhitungan efisiensi siklus

ή =Wnet

Ql× 100%

ή =153.103,9 kW

448.828,2 kW× 100%

ή = 34,11%

4.4.7. Perhitungan Thermal Heat Rate

THR =Qboiler

Wt − Wp

THR =448.828,2 kW

(217.243 − 64.139,07) kW

THR = 2,93

4.4.8. Perhitungan Theoritical Steam Rate

TSR =1

(hi − he)

TSR =3600

(3401,678 − 2105,862)kjkg

TSR = 2,778 kg

kWh

4.4.9. Perhitungan Actual Steam Rate

ASR =TSR

ή

68

ASR =2,778

0,3411

ASR = 8,144 kg

kWh

4.4.10. Perhitungan Back Work Ratio

BWR =Wp

Wt

BWR =64.139,07kW

217.243 kW

BWR = 0,295

4.4.11. Perhitungan Gross Heat Rate


Gross Out Generator

𝐺𝐻𝑅 =(ℎ1 × ṁ1)

𝐺𝑟𝑜𝑠𝑠 𝑂𝑢𝑡 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟

GHR =(3401,678

kjkg

× 180,3kgs

)

175.000 kW

GHR = 3,5

4.5. Perhitungan Setelah Overhaul

4.5.1. Perhitungan Properties pada tiap state

Perhitungan properties tiap state menggunakan

tabel termodinamika yang ada pada buku “Fundamental of

Thermodynamics” edisi 7, karangan Claus Borgnakke dan

Richard E Sontag.

69

Tabel 4.4 Hasil Perhitungan Properties tiap State

setelah Overhaul

State P (Mpa) T (0C) h (kJ/kg) Keadaan










10 0,0804 91,2 2334,922 Mixture

11 0,0672 2320,55 Mixture

12 0,0117 2095,426 Mixture







70















33 20,4 175,4 753,6109 Compressed Liquid

4.5.2. Perhitungan mass flow rate

Perhitungan mass flow rate pada tiap ekstraksi turbin

menggunakan buku “Power Plant Engineering” karangan PK

Nag.

HPH 3

ṁ2(h2 − h31) = (ṁ1 − ṁ33)(h32 − h30)

71

ṁ2(3194 − 1211,56)kj

kg

= (176,5 − 4,14)kg

s(1211,56

− 1063,13)kj

kg

ṁ2 = 12,9 kg

s

HPH 2

ṁ5(h5 − h29) + ṁ2(h31 − h29)

= (ṁ1 − ṁ33)(h30 − h28)

ṁ6(3044,45 − 1063,13)kj

kg

+ 12,9kg

s(1211,56 − 1063,13)

kj

kg

= 172,36kg

s(1063,13 − 859,83)

kj

kg

ṁ5 = 16,7kg

s

HPH 1

ṁ6(h6 − h27) + ṁ5(h29 − h27) + ṁ2(h31 − h29)

= (ṁ1 − ṁ33)(h26 − h28)

ṁ6(3356,6 − 859,83)kj

kg

+ 16,7kg

s(1063,13 − 859,83)

kj

kg

+ 12,9kg

s(1211,56 − 1063,13)

kj

kg

= 172,36kg

s(1167,59 − 859,83)

kj

kg

72

ṁ6 = 22,25kg

s

Deaerator

ṁ7(h7 − h25) + (ṁ6 + ṁ5 + ṁ2)(h29 − h27 − h25)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6)(h25

− h24)

ṁ7(3177,305 − 727,98)kj

kg

+ (22,25 + 16,7 + 12,9)kg

s(1063,13

− 859,83 − 727,98)kj

kg

= 120,26kg

s(727,98 − 606,3)

kj

kg

ṁ7 = 17,1kg

s

LPH 4

ṁ8(h8 − h23) = (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7)(h24

− h22)

ṁ8(2989,52 − 606,3)kj

kg

= 103,16kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

ṁ8 = 3,53kg

s

LPH 3

ṁ9(h10 − h19) + ṁ8(h21 − h19)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8)(h22 − h20)

73

ṁ9(2334,92 − 427,464)kj

kg

+ 3,53kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

= 99,63kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

ṁ9 = 4kg

s

LPH 2

ṁ10(h10 − h19) + ṁ9(h21 − h19) + ṁ8(h23 − h21)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8 − ṁ9)(h20 − h18)

ṁ10(2334,92 − 427,464)kj

kg

+ 4kg

s(524,96 − 427,464)

kj

kg

+ 3,53kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

= 95,63kg

s(427,464 − 363,023)

kj

kg

ṁ10 = 2,88kg

s

LPH 1

ṁ11(h11 − h15) + ṁ10(h19 − h15) + ṁ9(h21 − h19)

+ ṁ8(h23 − h21)

= (ṁ1 − ṁ33 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7

− ṁ8 − ṁ9 − ṁ10)(h17 − h14)

74

ṁ11(2320,55 − 363,023)kj

kg

+ 2,88kg

s(427,464 − 363,023)

kj

kg

+ 4kg

s(524,96 − 427.464)

kj

kg

+ 3,53kg

s(606,3 − 524,96)

kj

kg

= 92,75kg

s(363,023 − 187,167)

kj

kg

ṁ11 = 7,9kg

s

4.5.3) Perhitungan daya turbin

Wt = ṁ1(h1 − h2) + (ṁ1 − ṁ2)(h2 − h5)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5)(h5 − h3)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5)(h4 − h6)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6)(h6 − h7)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7)(h7 − h8)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8)(h8

− h9)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9)(h9 − h10)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9 − ṁ10)(h10 − h11)

+ (ṁ1 − ṁ2 − ṁ5 − ṁ6 − ṁ7 − ṁ8

− ṁ9 − ṁ10 − ṁ11)(h11 − h12)

75

Wt = 176,5kg

s(207,684

kj

kg) + 163,6

kg

s(149,5

kj

kg)

+ 146,87kg

s(29

kj

kg)

+ 146,87kg

s(185,8

kj

kg)

+ 124,6kg

s(179,3

kj

kg)

+ 107,5kg

s(187,785

kj

kg)

+ 104kg

s(96,71

kj

kg)

+ 100kg

s(557,89

kj

kg)

+ 97,12kg

s(14,37

kj

kg)

+ 89,2kg

s(225,12

kj

kg)

Wt = 222.549,4 kW

4.5.4) Perhitungan kerja pompa

Wp=ṁbfp(h26 − h25) + ṁcep(h14 − h13)

Wp = 147kg

s(1167,62 − 727,98)

kj

kg

+ 58,56kg

s(187,17 − 180,486)

kj

kg

Wp = 65013,94 kW

76

4.5.5) Perhitungan kalor boiler

Ql = ṁ1(h1 − h32) + (ṁ1 − ṁ2)(h4 − h3)

Ql = 176,5kg

s(3401,678 − 1211,56)

kj

kg

+ 163,6kg

s(3542,4 − 3015,4)

kj

kg

Ql = 442.300,1 kW

4.5.6) Perhitungan efisiensi siklus

ή =Wnet

Ql× 100%

ή =157.535,5 kW

442.300,1 kW× 100%

ή = 35,61%

4.5.7) Perhitungan Thermal Heat Rate

THR =Qboiler

Wt − Wp

THR =442.300,1 kW

(222.549,4 − 65.013,94) kW

THR = 2,8

4.5.8) Perhitungan Theoritical Steam Rate

TSR =1

(hi − he)

TSR =3600

(3401,678 − 2095,426)kjkg

TSR = 2,756 kg

kWh

4.5.9) Perhitungan Actual Steam Rate

77

ASR =TSR

ή

ASR =2,756

0,3561

ASR = 7,74kg

kWh

4.5.10) Perhitungan Back Work Ratio

BWR =Wp

Wt

BWR =65.013,94 kW

222.549,4 kW

BWR = 0,292

4.5.11) Perhitungan Gross Heat Rate


Gross Out Generator

GHR =(h1 × ṁ1)

Gross Out Generator

GHR =(3401,678

kjkg

× 176,5kgs )

175.000 kW

GHR = 3,43

78

4.6. Tabel dan Grafik Unjuk Kerja Pembangkit

Tabel 4.5 Perbandingan Unjuk Kerja Turbin Uap

No Hasil Perhitungan Satuan Sebelum

Overhaul

Setelah

Overhaul

1 Daya Turbin MW 217,243 222,549

2 Kerja Pompa MW 64,139 65,013

3 Kalor Boiler MW 448,828 442,3

4 Efisiensi Siklus % 34,11 35,61

5 Thermal Heat Rate 2,93 2,8

6 Teoritical Steam Rate Kg/kWh 2,778 2,756

7 Actual Steam Rate Kg/kWh 8,144 7,74

8 Back Work Ratio 0,295 0,292

9 Gross Heat Rate 3,5 3,43

79

Gambar 4.2 Grafik Perbandingan Daya Turbin

217,243

222,549

214

215

216

217

218

219

220

221

222

223

Daya Turbin (MW)

MW

Grafik Perbandingan Daya Turbin

Sebelum OH Setelah OH

80

Gambar 4.3 Grafik Perbandingan Kerja Pompa

Gambar 4.4 Grafik Perbandingan Kalor Boiler

64,139

65,013

63,6

63,8

64

64,2

64,4

64,6

64,8

65

65,2

kerja pompa (MW)

MW

Grafik Perbandingan Kerja Pompa


448,828

442,3

438

440

442

444

446

448

450

Kalor Boiler (MW)

MW

Grafik Perbandingan Kalor Boiler


81

Gambar 4.5 Grafik Perbandingan Efisiensi Siklus

Gambar 4.6 Grafik Perbandingan Thermal Heat Rate

34,11

35,61

33

33,5

34

34,5

35

35,5

36

Efisiensi Siklus (%)

%

Grafik Perbandingan Efisiensi Siklus


2,93

2,8

2,7

2,75

2,8

2,85

2,9

2,95

Thermal Heat Rate

Grafik Perbandingan Thermal Heat Rate


82

Gambar 4.7 Grafik Perbandingan Teoritical Steam Rate

Gambar 4.8 Grafik Perbandingan Actual Steam Rate

2,778

2,756

2,74

2,75

2,76

2,77

2,78

Teoritical Steam Rate (kg/kWh)

kg/k

Wh

Grafik Perbandingan Teoritical Steam Rate


8,144

7,74

7,4

7,6

7,8

8

8,2

Actual Steam Rate (kg/kWh)

kg/k

Wh

Grafik Perbandingan Actual Steam Rate


83

Gambar 4.9 Grafik Perbandingan Back Work Ratio

Gambar 4.10 Grafik Perbandingan Gross Heat Rate

0,295

0,292

0,29

0,291

0,292

0,293

0,294

0,295

0,296

Back Work Ratio

Grafik Perbandingan Back Work Ratio


3,5

3,43

3,38

3,4

3,42

3,44

3,46

3,48

3,5

3,52

Gross Heat Rate

Grafik Perbandingan Gross Heat Rate


84

4.7. Dokumentasi dan Prosedur Overhaul

4.7.1. Sebelum dilakukannya Overhaul di Turbin Uap

Nozzle yang kotor pada HP & LP Turbin

Gambar 4.11 Nozzle yang kotor HP&LP Turbin

MSV kotor dan Disc By Pass Crack

Gambar 4.12 MSV kotor dan Disc By Pass Crack

85

Control Valve kotor dan Spring Life time

Gambar 4.13 Control Valve kotor dan Spring lifetime

Cam Angle kotor dan Bearing Aus

Gambar

4.14 Cam Angle kotor dan Bearing aus

Breakable lifetime

Gambar 4.15 Breakable lifetime

86

Gland Seal Crack

Gambar 4.16 Gland Seal Crack

Motor Drain Valve MSV L & R sering terjadi

kebocoran

Gambar 4.17 Motor Drain Valve

Line Nozzle Spray bocor

Gambar 4.18 Line Nozzle Spray Bocor

87

CWP kotor, Rubber Coupling aus, katodik terkikis

dan Shaft Sleeve rusak

Gambar 4.19 Circulating Water Pump

LPH Kotor

Gambar 4.20 LPH kotor

88

GSC kotor dan Nozzle SJAE aus

Gambar 4.21 GSC kotor

Bag filter dan catridge MOP kotor, minyak lifetime

Gambar 4.22 Main Oil Tank

89

Cooling water pump kotor, bearing rusak dan wearing

ring rusak

Gambar

4.23 Cooling Water Pump

4.7.2. Setelah dilakukannya Overhaul di Turbin Uap

Pembersihan Nozzle pada HP & LP Turbin

Gambar 4.24 Pembersihan Nozzle HP&LP Turbin

90

Pembersihan MSV dan Penggantian By Pass

Gambar 4.25 Pembersihan MSV dan Penggantian By Pass

Pembersihan Control Valve dan Penggantian Spring

baru

Gambar 4.26 Pembersihan CV dan Penggantian Spring baru

Pembersihan Cam Angle dan Penggantian Bearing

Gambar 4.27 Pembersihan Cam Angle &Penggantian Bearing

91

Penggantian baru Breakable

Gambar 4.28 Penggantian Breakable baru

Repair Gland Seal

Gambar 4.29 Repair Gland Seal

Penggantian valve 3ea

Gambar 4.30 Penggantian valve 3ea

92

Repair Welding

Gambar 4.31 Repair Welding

Pembersihan CWP, Penggantian Rubber Coupling,

Penggantian Katodik dan Penggantian Shaft Sleeve.

Gambar 4.32 Pembersihan CWP

93

Pembersihan LPH

Gambar 4.33 Pembersihan LPH

Pembersihan GSC dan repair nozzle

Gambar 4.34 Pembersihan GSC

94

Penggantian pada minyak, catridge dan bag filter

Gambar 4.35 Penggantian minyak, catridge dan bag filter

Pembersihan, penggantian bearing dan wearing ring

Gambar 4.36 Pembersihan, penggantian bearing dan

wearing ring

95

4.7.3. Aktivitas yang dilakukan selama proses Overhaul

Tahap persiapan

Mengangkat Lagging

Lepas isolasi HIP Casing dan isoalasi crossover pipe

Lepas baut inlet steam

Angkat cross over pipe

Lepas atmospheric diaphragma

Mengangkat turning gear

Membuka cover coupling LP generator

Lepas baut radial outer gland sisi generator

Mengangkat cover thrust bearing

Lepas baut radial outer gland sisi turbin

Mengangkat LP outer casing

Melepas baut LP inner casing

Mengangkat LP inner casing

Mengukur clearance rotor dan stator LP turbin

Mengecek clearance bearing

Pasang shim plate HIP casing

Lepas baut HIP outer casing

Mengangkat HIP outer casing

Lepas baut HIP inner casing

Mengakat HIP inner casing

Melepas upper gland HIP sisi governor, generator dan

intermediate

Mengukur clearance rotor dan stator HIP turbin

Melepas baut coupling LP generator

Membuka gland LP sisi sisi front

Membuka cover coupling HP-LP

Melepas baut coupling HP-LP

Lepas baut dan angkat thrust ring

Cek clearence thrust bearing

Melepas thrust bearing

Run out rotor LP

96

Run out rotor HP

Mengangkat rotor LP

Melepas cover main oil pump

Mengangkat rotor HP

Cek HIP lower casing-nozzle diaphragma

Mengangkat nozzle HIP diaphragma

Level check LP lower casing-nozzle diaphragma

Mengangkat LP nozzle diaphragma

Membalik LP inner casing

Membalik HIP inner casing

Membalik HIP outer casing

Mengangkat HP nozzle diaphragma upper

Mengangkat IP nozzle diaphragma upper

Mengangkat LP nozzle diaphragma upper

Mengakat lower gland seal

97

BAB V

PENUTUP

5.3. Kesimpulan

Berdasarkan perhitungan yang dilakukan pada unjuk kerja

pembangkit listrik tenaga uap, maka diperoleh beberapa

kesimpulan sebagai berikut:

1. Efisiensi siklus pembangkit listrik tenaga uap unit 4 dengan

beban 175 MW sebelum dilakukannya proses overhaul

adalah sebesar 34,11. Untuk nilai Thermal Heat Rate (THR)

sebelum dilakukan overhaul adalah sebesar 2,93.

Selanjutnya nilai Teoritical Steam Rate (TSR) sebelum

dilakukan overhaul 2,778. Untuk nilai Actual Steam Rate

(ASR) sebelum overhaul sebesar 8,144. Nilai Back Work

Ratio (BWR) sebelum overhaul sebesar 0,295. Kemudian

nilai Gross Heat Rate (GHR) sebelum overhaul adalah

sebesar 3,5. Sedangkan efisiensi siklus setelah dilakukannya

proses overhaul adalah sebesar 35,61%. Untuk nilai Thermal

Heat Rate (THR) setelah dilakukan overhaul adalah sebesar

2,8. Selanjutnya nilai Teoritical Steam Rate (TSR) setelah

dilakukan overhaul 2,756. Untuk nilai Actual Steam Rate

(ASR) setelah overhaul sebesar 7,74. Nilai Back Work Ratio

(BWR) setelah overhaul sebesar 0,292. Kemudian nilai

Gross Heat Rate (GHR) setelah overhaul adalah sebesar

3,43.

2. Kenaikan prosentase efisiensi siklus pembangkit listrik

tenaga uap sebelum dan setelah dilakukannya overhaul

adalah sebesar 1,5%. Kemudian kenaikan nilai Thermal

Heat Rate (THR) sebesar 0,13. Kenaikan nilai Teoritical

Steam Rate (TSR) sebesar 0,022. Kenaikan nilai Actual

Steam Rate (ASR) sebesar 0,404. Kenaikan nilai Back Work

Ratio (BWR) sebesar 0,003. Dan yang terakhir adalah

kenaikan nilai Gross Heat Rate (GHR) sebesar 0,07.

98

5.4. Saran

Beberapa saran yang dapat disampaikan setelah melakukan

analisa sistem pembangkit listrik tenaga uap adalah sebagai

berikut:

1. Karena begitu kompleksnya perhitungan yang

dilakukan khususnya pada ekstraksi turbin uap

(mass flow rate) pada tiap heater, sehingga harus

menguasai beberapa materi mulai dari

termodinamika yang dasar hingga ke sistem

pembangkit daya yang kompleks.

2. Referensi (baik manual book dan journal ) yang

digunakan untuk melakukan perhitungan secara

detail yang hampir mirip dengan pembangkit listrik

tenaga uap yang sebenarnya masih kurang. Oleh

karena itu, perlu dilakukan pemilihan referensi yang

tepat agar dapat melakukan analisa yang sesuai.

99

DAFTAR PUSTAKA

1. Moran, Michael J dan Howard N Saphiro. 2006.

“Fundamental of Engineering Thermodynamics”. Fifth

Edition. United Kingdom. John Wiley & Sons Inc.

2. Borgnakke, Clausius dan Richard E Sonntag. 2013.

“Fundamental of Thermodynamics”. Eight Edition. United

States of America. Don Fowley Publishing.

3. Nag, P.K. 2008. “Power Plant Engineering”. Third

Edition. New Delhi. Tata McGraw Hill Publishing.

4. Elwakil, M.M. 1984. “Powerplant Technology”. United

State of America. McGraw Hill Publishing.

5. Bubihh.blogspot.com

6. www.siemens.com

7. www.siemens.com

8. www.info-elektro.com

9. www.pumpsandsystems.com

10. Powermag.com

11. Endurra.co.id

http://www.siemens.com/

http://www.siemens.com/

http://www.info-elektro.com/

http://www.pumpsandsystems.com/

100


101

LAMPIRAN 1: Data Performance Test Overhaul PLTU

Unit 4

102

Lampiran 2: Heat and Mass Balance PLTU Unit 4

103

BIODATA PENULIS

Penulis dilahirkan di Tuban, 20 Februari 1997,

merupakan anak ketiga dari empat bersaudara.

Penulis telah menempuh pendidikan formal

yaitu: SDN 2 Lajukidul, SMPI ASSYAFI’IYAH

Singgahan dan SMAN 1 SINGGAHAN. Pada

tahun 2015 penulis diterima di Departemen

Teknik Mesin Industri FV-ITS bidang Konversi

Energi.

Selama diabangku kuliah, penulis juga mengikuti

organisasi diantaranya Staf BSO Bengkel 2016/2017 dan beberapa

pelatihan diantaranya PKTI 2015, LKMM Pra-TD FTI-ITS 2015,

PJTD 2015, PMB 2015 dan LKMM TD HMDM 2016 serta

melakukan kerja praktek di PT. POMI.

Documents

ANALISA PERBANDINGAN PERFORMA TURBIN UAP SEBELUM …repository.its.ac.id/58678/1/10211500000070-Non_Degree.pdf · siklus sebesar 1,5%. Kata kunci : Turbin uap, Overhaul, Efisiensi