View
12
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
28 Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 15 No. 1 Januari 2016
ANALISIS UJI UNJUK KERJA DI PLTGU
PASCA TURBINE INSPECTION (TI)
Titi Puspita Sari Ika Pratiwi [1], I Gede Eka Lesmana [2]
Jl. Srengseng Sawah Jagakarsa, Jakarta Selatan 12640 - Indonesia
Telp: (021) 78880305, 7270086, Fax: (021) 7864721, 7271868
Email: humas@univpancasila.ac.id, Website: www.univpancasila.ac.id
ABSTRACT
Due to high demand of electric power, is necessary the performance of plants under optimal
conditions. After three years of operation, in 2014 PLTGU decreased plant performance. To restore the
performance back is to do Turbine Inspection (TI).Turbine Inspection (TI) are activities carried out after the
plant has been in operation 16000 and 32000 hours and getting permission from the regulatory burden to
shutdown the unit for 16 days.The results of the data collection, calculation, analysis of performance test
found that Plant Heat Rate in testing after turbine inspection of 8016,684 kJ/kWh lower than before the
turbine inspection thatis 8058,740 kJ/kWh, this indicates an increase in performance reach out 0,525% due
to the cleaning, repair and replacement on some equipment main (gas turbine, HRSG and steam turbine).
There was a decrease of Gas Turbine Heat Rate in testing after turbine inspection of 334,705 kJ / kWh and
increase the efficiency of gas turbine compressors at 1,239%, which is caused by several factors, including:
the cleanliness of the motion of the blade (blade) gas turbines and compressors, mechanical efficiency
increase due to hygiene rotor and bearing. Efficiency turbine HRSG after inspection by 82,68% higher than
before the turbine inspection, due to hygiene in the HRSG tube that can optimize heat transfer and isolation
of the meeting thus reducing heat loss. Decrease Steam Turbine Heat Rate 53,089 kJ / kWh and an increase
in ST power output by 0,536% in the test after the turbine inspection affected by the amount of heat in the
incoming HRSG.
Keywords: Turbine Inspection, Heat Rate, HRSG.
I. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Dalam proses pembangkitan tenaga
listrik/pusat listrik, energi primer dirubah menjadi
energi mekanik penggerak generator, yang
selanjutnya energi mekanik ini diubah menjadi
energi listrik oleh generator. Salah satu jenis pusat
listrik dikenal dengan nama Pusat Listrik Tenaga
Gas dan Uap disingkat PLTGU. Pusat listrik ini
merupakan kombinasi antara Pusat Listrik Tenaga
Gas (PLTG) dengan Pusat Listrik Tenaga Uap
(PLTU). Gas buang dari PLTG dimanfaatkan
untuk menghasilkan uap dalam ketel uap
penghasil uap untuk menggerakkkan turbin uap [1].
PLTGU ini memiliki 1 unit Gas Turbine
(GT), 1 Heat Recovery Steam Generator (HRSG)
dan 1 unit Steam Turbine (ST). Terdapat 2 jenis
pola operasi gas turbine, Open Cycle gas panas
keluaran gas turbine dibuang ke udara luar dan
Combine Cycle gas panas keluaran PLTG
dimanfaatkan untuk memanaskan HRSG.
Tingginya kebutuhan masyarakat akan
tenaga listrik, maka diperlukan performa
pembangkit dalam kondisi yang optimal. Setelah
tiga tahun beroperasi, pada tahun 2014 PLTGU
mengalami penurunan performa pembangkit.
Usaha-usaha pun dilakukan dengan melakukan
inovasi penambahan spray water pada air intake
untuk menurunkan temperature udara masuk[2],
selain itu juga dapat dilakukan pemeliharaan
secara terjadwal untuk menaikkan kembali
performa pembangkit[3].
Pemeliharaan peralatan diperlukan untuk [1]:
1. Mempertahankan efisiensi
2. Mempertahankan keandalan
3. Mempertahankan umur ekonomis
Jadwal pemeliharaan di PLTGU ada
berbagai macam yaitu Combustor Inspection (CI),
Turbin Inspection (TI), Combustor Inspection
(CI), Turbin Inspection (TI), Combustor
Inspection (CI) dan Major Inspection (MOI).
Pada tahun 2014 diadakan pemeliharaan Turbin
Inspection (TI) [4]. Dengan adanya kegiatan
Turbin Inspection (TI), diperoleh topik bahasan
dengan judul “Analisis Uji Unjuk Kerja di
PLTGU Pasca Turbin Inspection (TI)”.
1.2 Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui
seberapa besar kenaikan performa peralatan
Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 14 No. 1 Januari 2016 29
utama di PLTGU setelah dilakukan Turbin
Inspection (TI)?
II. LANDASAN TEORI TEORI
2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap
PLTGU merupakan suatu instalasi peralatan
yang berfungsi untuk mengubah energi panas
(hasil pembakaran bahan bakar dan udara)
menjadi energi listrik yang bermanfaat. Pada
dasarnya, sistem PLTGU ini merupakan
penggabungan antara PLTG dan PLTU. PLTU
memanfaatkan energi panas dan uap dari gas
buang hasil pembakaran di PLTG untuk
memanaskan air di HRSG (Heat Recovery Steam
Generator), sehingga menjadi uap jenuh kering.
Uap jenuh kering inilah yang akan digunakan
untuk memutar sudu (baling-baling).
Dengan menggabungkan siklus tunggal
PLTG menjadi unit pembangkit siklus kombinasi
(PLTGU) maka dapat diperoleh beberapa
keuntungan, diantaranya adalah:
Efisiensi termalnya tinggi
Biaya pemakaian bahan bakar (konsumsi
energi) lebih rendah
Pembangunannya relatif cepat
Kapasitas dayanya bervariasi dari kecil hingga
besar
Menggunakan bahan bakar gas yang bersih
dan ramah lingkungan
Fleksibilitasnya tinggi
Skema siklus PLTGU dapat dilihat pada gambar
di bawah ini:
Gambar 1. Diagram Combined Cycle [5]
2.2 Peralatan Utama PLTGU
Peralatan utama PLTGU yaitu:
1. Turbin Gas
2. Heat Recovery Steam Generator (HRSG)
3. Turbin Uap
4. Kondensor
5. Condensate Pump
6. Deaerator
7. Boiler Feed Pump
Gambar 2. Heat Recovery Steam Generator
(HRSG)
2.3 Turbine Inspection (TI)
Tabel 1 Type of Inspection & Maintenance [4]
Turbin Inspection (TI) adalah kegiatan yang
dilakukan setelah pembangkit telah beroperasi
16000 dan 32000 jam dan mendapatkan ijin dari
pengatur beban untuk shutdown unit selama 16
hari. Uraian kegiatan yang dilakukan yaitu :
pengecekan dan pembersihan pada sudu turbin,
vanes, seals, compressor IGV, tubes, dilakukan
pengangkatan pada ruang bakar dan ditambahkan
semua kegiatan CI. Apabila terdapat komponen
yang rusak dilakukan perbaikan dan penggantian.
Selain Turbin Inspection (TI) ada juga
pemeliharaan lainnya yaitu:
1. Combustor Inspection (CI)
2. Major Overhaul Inspection (MOI)
III. METODE PENELITIAN
3.1 Metode Perhitungan Setelah didapat perhitungan untuk masing-
masing parameter maka dapat dimulai untuk
30 Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 15 No. 1 Januari 2016
menganalisa hasil perhitungan parameter sebelum dan setelah Turbin Inspection (TI).
Gambar 3 Bagan alir proses perhitungan
3.2 Sumber Data
Data untuk perhitungan dan analisa diambil
dari data sheet dapat dilihat dari contoh form
pengambilan data di PLTGU.
Gambar 4 Parameter perhitungan [7]
Dapat dilihat pada gambar diatas bagan alir
untuk perhitungan Plant Heat Rate PLTGU dan
proses analisa hasil perhitungan setelah Turbin
Inspection (TI).
IV. ANALISIS UJI UNJUK KERJA PLTGU
4.1 Net Plant Heat Rate
Dimana:
HRpN : Net Plant Heat Rate (kJ/kWh)
Fgas : Massa aliran bahan bakar gas
(cf/h)
HHVgas : Nilai kalor gas (BTU/cf)
PN : Daya netto pembangkit (MW)
Tabel 2 Plant Heat Rate
Konfigurasi Combine cycle (1-1-1) yaitu 1
turbin gas, 1 HRSG dan 1 turbin uap.
Gambar 5 Grafik Plant Heat Rate
Plant Heat Rate mengalami penurunan
yang mengindikasikan terjadi kenaikan kinerja
pada peralatan utama (turbin gas, HRSG dan
turbin uap).
4.2 Gas Turbine Heat Rate (Netto)
Dimana:
HRCGGT : Gas Turbine Heat Rate(Netto)
(kJ/kWh)
GFGAS ;Masa aliran bahan bakar Gas (cf/h)
HHVGAS : Nilai kalor gas (BTU/cf)
GTKWNett : Energi netto gas turbine (MW)
Efisiensi Kompresor Gas Turbin (Gas Turbine
Compressor Efficiency)
ηC = 1001
12
15,2731/)1(
xPa
PCSx
CTCT
CTKK
Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 14 No. 1 Januari 2016 31
ηC = 1001
03,1
40,15
68,3191,436
15,27368,3140,1/)140,1(
xx
=
87,698 %
Dimana:
ηC : Efisiensi kompresor GT (%)
T1C : Temperatur udara masuk
kompresor GT (0C)
T2C : Temperatur udara keluar
kompresor GT (0C)
PCS : Tekanan udara keluar
kompresor GT kPa (A)
Pa : Tekanan lingkungan (Ambient) kPa
(A)
K : Rasio panas spesifik (1,4 constant)
Tabel 3 Gas Turbine Heat rate dan Efisiensi
Kompresor
Gambar 6 Grafik Gas Turbine Heat Rate
Gas Turbine Heat Rate pada pengujian setelah
inspeksi lebih rendah dibanding sebelum inspeksi
dan power output mengalami peningkatan
3,600%. Hal tersebut disebabkan oleh exhaust
temperature yang lebih rendah dan compressor
pressure discharge lebih tinggi sehingga volume
bahan bakar masih bisa dinaikkan agar power
output yang dihasilkan tinggi. Hal ini terlihat gas
flowrate dan power output yang meningkat
sehingga heat rate menjadi lebih baik.
Gambar 7 Grafik Efisiensi Turbin Gas
Efisiensi kompresor turbin gas mengalami
peningkatan sebesar 1,239 %. Pada pengujian
setelah inspeksi terlihat bahwa kenaikan
kompresor disebabkan kondisi compressor
pressure discharge naik dan compressor
temperature discharge turun. Hal ini didukung
oleh kondisi DP air intake yang lebih rendah
dibandingkan sebelum inspeksi. Dengan DP air
intake yang rendah menunjukkan kondisi air
intake filter bersih, sehingga volume udara yang
dihisap kompresor menjadi lebih banyak.
Kenaikan performa ini disebabkan beberapa
faktor antara lain:
- Kebersihan sudu gerak (blade) turbin gas
- Kebersihan sudu gerak (blade) kompresor
- Efisiensi mekanis yang naik disebabkan
kebersihan rotor dan bearing.
4.3 Effisiensi HRSG
HP System Heat Output
Dimana:
QHP : Panas yang diserap sistem HP
(kJ/h)
Wshp : Masa aliran uap HP (t/h)
Wwhp : Aliran air umpan HP (t/h)
Wsw : Aliran spray air HP (t/h)
Whpbd ; Aliran continuous bd HP (t/h)
Hshp : Entalpi uap HP (kJ/kg)
Hwhp : Entalpi air umpan HP (kJ/kg)
Hhpbd ; Entalpi air drum HP (kJ/kg)
32 Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 15 No. 1 Januari 2016
LP System Heat Output
LP System Heat Output
Dimana:
QLP : Panas yang diserap sistem LP
(kJ/h)
Wslp : Masa aliran uap LP (t/h)
Wwlp: Aliran air umpan LP (t/h)
Wfh : Aliran air umpan LP ke
pemanas bahan bakar gas (t/h)
Wfd : Aliran air umpan LP ke
deaerator (t/h)
Wlpbd : Aliran continuous blow down
LP (t/h)
Hslp : Entalpi uap LP (kJ/kg)
Hwlp : Entalpi air umpan LP (kJ/kg)
Hwfd : Entalpi air umpan LP ke
deaerator (kJ/kg)
Hlpbd : Entalpi air drum LP
(kJ/kg)
Boiler Heat Output
Qo = QHP + QLP
Qo = 654125278,5 kJ/h + 105286062
kJ/h
= 759411340,500 kJ/h
Dimana:
Qo : Panas yang diserap HRSG
(kJ/h)
QHP : Panas yang diserap sistem HP
QLP : Panas yang diserap sistem LP
HRSG Inlet Flue Gas Flow
Aliran gas buang/sisa pembakaran
(outlet gas turbine) yang dimanfaatkan untuk
proses pemanasan dalam HRSG:
Panas spesifik gas buang masuk HRSG:
Panas spesifik gas buang keluar HRSG:
Dimana:
WGBF : Aliran gas buang masuk HRSG
(t/h)
Qo : Panas yang diserap HRSG
(kJ/h)
CPGSI : Panas spesifik gas buang
masuk HRSG (kJ/kg0C)
CPGSO : Panas spesifik gas buang
keluar
HRSG (kJ/kg0C)
TGASI : Temperatur gas buang masuk
HRSG (0C)
TGASO : Temperatur gas buang keluar
HRSG (0C)
LRAD : Kehilangan panas karena
radiasi (0,995%)
Boiler Heat Input
Panas dari gas buang/sisa pembakaran (flue gas)
turbin gas (PLTG) (outlet gas turbine) yang
digunakan untuk memanaskan boiler:
Kalor spesifik (heat spesific) gas panas sisa
pembakaran pada lingkungan (ambient
temperature):
Dimana:
Qi : Panas yang digunakan untuk
memanaskan boiler (kJ/h)
WGBF : Aliran gas buang masuk HRSG
(t/h)
CPGSI : Panas spesifik gas buang
masuk
HRSG (kJ/kg0C)
CPGSA : Panas spesifik gas buang pada
lingkungan (kJ/kg0C)
TGASI : Temperatur gas buang masuk
HRSG (0C)
TAIR : Temperatur lingkungan (0C)
Effisiensi dari HRSG diperoleh dengan
membandingan panas yang diserap (heat outlet)
dengan panas yang masuk (heat inlet) HRSG:
ηHRSG = (Qo/Qi)x100
ηHRSG = (759411340,5/918496322,27) x 100
= 82,680 %
Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 14 No. 1 Januari 2016 33
Dimana :
ΗHRSG : Efisiensi HRSG (%)
Qo : Panas yang diserap HRSG
(kJ/h)
Qi : Panas yang digunakan untuk
memanaskan boiler (kJ/h)
ηHRSG = (Qo/Qi)x100
ηHRSG = (759411340,5/918496322,27) x 100
= 82,680 %
Dimana :
ΗHRSG : Efisiensi HRSG (%)
Qo : Panas yang diserap HRSG
(kJ/h)
Qi : Panas yang digunakan untuk
memanaskan boiler (kJ/h)
Tabel 4 Heat In dan Heat Out HRSG
Gambar 8 Grafik Efisiensi HRSG
Efisiensi HRSG setelah inspeksi mengalami
kenaikan dibandingkan sebelum inspeksi. Hal ini
terlihat dari energi yang tidak terserap oleh HRSG
mengalami penurunan menjadi 17,320% pada
pengujian setelah inspeksi. Kenaikan effisiensi
HRSG dapat disebabkan beberapa faktor antara
lain:
1. Kebersihan pada tube HRSG untuk
mengoptimalkan perpindahan panas.
2. Isolasi pada pipa-pipa yang rapat
sehingga kerugian panas dapat dikurangi.
Tabel 5 Boiler Heat Input
Berdasarkan hasil pengujian setelah inspeksi,
diperoleh besarnya boiler heat input setelah
inspeksi yang lebih besar daripada sebelum
inspeksi. Besarnya boiler input dipengaruhi oleh
banyaknya inlet flue gas flow, inlet flue gas
temperature dan kondisi ambient temperature.
Dari Tabel 5 terlihat bahwa naiknya inlet flue gas
flow sebesar 18,170 t/h, turunnya inlet flue gas
temperature sebesar 2,440 0C dan turunnya
ambient heat in 0,220 0C setelah inspeksi
memberikan kontribusi penurunan boiler heat
input sebesar 0,560 %.
Tabel 6 HP System Heat Output
34 Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 15 No. 1 Januari 2016
Dari Tabel 6 terlihat bahwa besarnya heat output
dari HP system pengujian setelah inspeksi lebih
tinggi dari pengujian sebelum inspeksi.
Tabel 7 LP System Heat Output
Dari Tabel 7 terlihat bahwa besarnya heat output
dari LP system pengujian setelah inspeksi lebih
tinggi dari pengujian sebelum inspeksi, hal ini
disebabkan penyerapan energi panas pada sisi LP
water cycle lebih baik dan menghasilkan steam
flow yang lebih banyak, dengan kondisi feedwater
flow yang hampir sama antara pengujian sebelum
dan sesudah inspeksi.
4.4 Steam Turbin Heat Rate (Netto)
Steam Turbin Heat Rate dirumuskan dengan:
Dimana:
Wmshp : Aliran uap HP (t/h)
Wmslp : Aliran uap LP (t/h)
Wcond : Aliran air condesat (t/h)
Hmshp : Enthalpy uap HP (kJ/kg)
Hmslp : Enthalpy uap LP (kJ/kg)
Hcond : Enthalpy air condensate (kJ/kg)
H.R.NC = Qst/STMWN
Dimana:
H.R.NC : Steam Turbin Heat Rate(Netto)
(kJ/kWh)
Qst : Panas masuk turbin uap (kJ/h)
STMWN : Energi output yang dihasilkan turbin
uap (MW)
Tabel 8 Steam Turbine Heat Rate
Dari hasil pengujian setelah inspeksi
menunjukkan kinerja steam turbine lebih baik
daripada sebelum inspeksi, hal ini dapat dilihat
dari besarnya power output yang dihasilkan.
Kenaikan ST power output saat ini sebesar
0,536% lebih dominan dipengaruhi oleh besarnya
heat in yang masuk HRSG.
Gambar 9 Grafik Steam Turbine Heat Rate
V. KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 KESIMPULAN
Dari hasil perhitungan dan analisa uji unjuk
kerja diperoleh kesimpulan sebagai berikut :
1. Setelah dilakukan turbine inspection
diperoleh nilai Plant Heat Rate 8016,684
kJ/kWh lebih rendah dibandingkan
sebelum turbine inspection yaitu 8058,740
kJ/kWh, sehingga mengindikasikan terjadi
kenaikan kinerja sebesar 0,525% karena
dilakukan pembersihan, perbaikan dan
penggantian pada beberapa peralatan
utama (turbin gas, HRSG dan turbin uap).
2. Terjadi penurunan Gas Turbine Heat Rate
pada pengujian setelah turbine inspection
sebesar 334,705 kJ/kWh dan peningkatan
effisiensi kompresor turbin gas sebesar
1,239%, yang disebabkan oleh beberapa
faktor diantaranya : kebersihan sudu gerak
(blade) turbin gas dan kompresor, efisiensi
Jurnal Mekanika Mesin S-1 FTUP Vo. 14 No. 1 Januari 2016 35
mekanis yang naik disebabkan kebersihan
rotor dan bearing.
3. Effisiensi HRSG setelah turbine inspection
sebesar 82,68% lebih tinggi dari sebelum
turbine inspection, yang disebabkan
kebersihan pada tube HRSG yang dapat
mengoptimalkan perpindahan panas dan
isolasi yang rapat sehingga mengurangi
kerugian panas.
4. Penurunan Steam Turbine Heat Rate
sebesar 53,089 kJ/kWh dan kenaikan ST
power output sebesar 0,536% pada
pengujian setelah turbine inspection
dipengaruhi oleh besarnya heat in yang
masuk HRSG.
5.2 SARAN
1. Perlu dilakukan pemeliharaan yang
optimal pada peralatan utama.
2. Perlu dilakukan blade washing online
untuk membersihkan blade kompresor jika
tidak dimungkinkan unit stop.
3. Perlu dilakukan cleaning tube pada HRSG
secara periodik karena seringkali
diberlakukan pengunduran jadwal dalam
pelaksanaan pemeliharan disebabkan
kebutuhan listrik yang tinggi sehingga unit
tidak diperbolehkan stop.
4. Perlu dilakukan monitoring terhadap
kinerja pembangkit secara rutin, sehingga
dapat dilakukan tindakan perbaikan
terhadap degradasi heat rate yang terjadi.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Djiteng Marsudi, Pembangkitan Energi
Listrik, Erlangga, 2005.
[2] O. R. AL-Hamdan, A. A. Saker, Studying
the Role Played by Evaporative Cooler on
the Performance of GE Gas Turbine
Existed in Shuaiba North Electric
Generator Power Plant. 2013.
[3] Rainer Kurz, Cyrus Meher-Homji, Klaus
Brun, Jeff Moore, Gas Turbine
Performance and Maintenance, 2012.
[4] Scheduled Maintenance, 2002.
[5] Pusat Pendidikan dan Pelatihan Teori
Pengenalan PLTGU.
[6] HRSG Instruction Manual Vol. I, 2010.
[7] Performance Test Procedure for
Combined-Cycle, 2010.
[8] P K Nag, Power Plant Engineering Second
Edition, McGraw-Hill, 2002.
[9] SPLN 80 : 1989, Standar Operasi Pusat
Listrik Tenaga Gas.
[10] P K Nag, Power Plant Engineering Second
Edition, McGraw-Hill, 2002.
[11] M. M. El-Wakil, Power Plant Technology,
McGraw-Hill, 1985.
[12] Astu Pudjanarsa dan Djati Nursuhud,
Mesin Konversi Energi Edisi II, Andi,
Yogyakarta, 2008.
[13] ASME PTC 22-2005, Gas Turbines
Performance Test Codes.
[14] ANSI/ASME PTC 4.4 -1981, Gas Turbine
Heat Recovery Steam Generators.
[15] ASME PTC 6-2004, Steam Turbines
Performance Test Codes.
[16] ISO 2314-1989, Spesification for Gas
Turbine : acceptance tests.
[17] AGA Report No. 8, Compressibility
Factors of Natural Gas and Other Related
Hydrocarbon Gasses.
[18] ISO 6976 Second Edition, Natural Gas
Calculation of calorific values, density,
relative density and Wobbe index from
composition, 1995.
Recommended