ANALISIS EFISIENSI ENERGI PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA
UAP (PLTU) PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA DI
KABUPATEN NAGAN RAYA NANGGROE ACEH DARUSSALAM
SKRIPSI
NURMALITA
F14080108
DEPARTEMEN TEKNIK MESIN DAN BIOSISTEM
FAKULTAS TEKNOLOGI PERTANIAN
INSTITUT PERTANIAN BOGOR
2012
ENERGY ANALYSIS ON COAL STEAM POWER PLANT
PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA
Nurmalita and Sri Endah Agustina Departement of Mechanical And Biosystem Engineering, Faculty of Agricultural Technology,
Bogor Agricultural University, IPB Dramaga Campus, PO Box 220, Bogor, West Java,
Indonesia.
e-mail : [email protected]
ABSTRACT
Coal fired power plant system is the most type of power plant which has been used by
national electric company (PLN) to fulfilled national electricity supply and also to reduce the
dependency on diesel power plant system. The aim of this study is to knows energy efficiency on coal
steam power plant in PT. Energy Alamraya Semesta and to analize factors which has been influenced
the main equipment on coal steam power plant. The result shows that the capacity of power plant is
15 MW by using bituminous coal with Gross Calorific Value (GCV) 3575 cal/g, but daily acctual
production only 10 MW. Total energy needed by equipments to support the production system is 1.3
MW. The average efficiency of coal steam power plant in PT. Energi Alamraya Semesta during the
month of April 2012 was 87% and total power plant efficiency is 18 %.
Key words : power plant, coal fired, efficiency
ii
NURMALITA. F14080108. Analisis Efisiensi Energi Pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di Kabupaten Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam. Di bawah bimbingan Ir. Sri Endah Agustina, M. S. 2012
RINGKASAN
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara merupakan jenis pembangkit terbesar yang dikembangkan oleh pemerintah Indonesia untuk mengatasi kekurangan pasokan listrik dan untuk
mengurangi ketergantungan BBM pada PLTD ( Diesel). Jika dilihat dari bahan baku yang digunakan
untuk menghasilkan uap, maka PLTU bisa dikatakan pembangkit yang berbahan baku air, karena
untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk memutar turbin, tentu diperlukan air.
Batubara yang dibakar di sub sistem boiler menghasilkan panas yang digunakan untuk
mengubah air dalam pipa yang dilewatkan ke boiler tersebut menjadi uap, yang selanjutnya digunakan
untuk menggerakkan turbin dan memutar generator. Kinerja pembangkitan listrik pada PLTU sangat
ditentukan oleh efisiensi proses pembakaran batubara tersebut, karena selain berpengaruh pada
efisiensi pembangkitan, juga mempengaruhi biaya pembangkitan.
Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui efisiensi energi pada sistem Pembangkit Listrik
Tenaga Uap (PLTU) di PT. Energi Alamraya Semesta dan menganalisa faktor-faktor yang
mempengaruhi kinerja masing-masing unit (komponen) pada sistem PLTU tersebut.
Analisa efisiensi pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta
dengan bahan bakar batubara ini dibatasi hanya pada peralatan utama seperti boiler, turbin dan
generator . Peralatan pendukung tidak dihitung karena menurut pengamatan di lapangan, peralatan
pendukung tidak terlalu mempengaruhi nilai efisiensi suatu sistem PLTU. Sehingga, sub sistem yang
dihitung dalam penelitian ini adalah sistem pembakaran pada boiler yang dilengkapi dengan tungku
bahan bakar tipe travelling grate, serta turbin tipe extraction-condensing, dan generator.
Hasil penelitian menunjukkan bahwa Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi
Alamraya Semesta merupakan pembangkit dengan kapasitas 15 MW, tetapi dikarenakan alasan umur
ekonomis mesin, daya aktual yang dibangkitkan maksimal hanya 10 MW dengan menggunakan 12-13
ton batubara (KA 43%), tetapi berdasarkan teoritis, daya sampai 10 MW hanya membutuhkan 11.19
ton batubara per jam.
sistem atau komponen utama PLTU ini adalah boiler tipe traveling grate, turbin 3 tingkat
(high pressure, intermediate pressure dan low pressure), dan generator. Bentuk energi yang
digunakan pada proses produksi listrik adalah energi uap yang bersumber dari energi bahan bakar
berupa batubara jenis bituminus dengan nilai GCV 3575 cal/g, energi panas hasil ekstraksi turbin, dan
energi air umpan ketel (boiler). Pengoperasian boiler ini pada beban 10 MW membutuhkan steam 53
ton / jam dengan pressure 53.7 bar dan temperature 445OC.
Rata-rata efisiensi kerja turbin uap selama bulan April 2012 adalah 79.58 %, untuk efisiensi
kontruksi boiler adalah 84% yang mendekati efisiensi spesifikasi 86%, sedangkan untuk tungku atau
ruang bakar dengan output steam dan panas ekstraksi diperoleh efisiensi sebesar 75% dan untuk
efisiensi generator diperoleh sebesar 86 %.
Secara keseluruhan diperoleh efisiensi total pemanfaatan energi (steam) untuk PLTU Energi
Alamraya Semesta adalah 18%. Hal ini terjadi karena energi (steam) yang dihasilkan hanya
digunakan untuk memproduksi listrik saja, karena tidak ada industri yang memanfaatkan steam
sehingga steam terkondensasikan kembali menjadi air.
iii
ANALISIS EFISIENSI ENERGI PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA
UAP (PLTU) PT. ENERGI ALAMRAYA SEMESTA DI
KABUPATEN NAGAN RAYA NANGGROE ACEH DARUSSALAM
SKRIPSI Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar
SARJANA TEKNOLOGI PERTANIAN pada Departemen Teknik Mesin dan Biosistem
Fakultas Teknologi Pertanian Institut Pertanian Bogor
Oleh : NURMALITA
F14080108
FAKULTAS TEKNOLOGI PERTANIAN INSTITUT PERTANIAN BOGOR
BOGOR
2012
iv
Judul Skripsi : Analisis Efisiensi Energi Pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di Kabupaten Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam
Nama : Nurmalita NIM : F14080108
Menyetujui,
Dosen Pembimbing Akademik
Ir. Sri Endah Agustina, M. S
NIP. 19621130 198703 1 003
Mengetahui, Ketua Departemen Teknik Mesin dan Bosistem
Dr. Ir. Desrial, M.Eng
NIP. 19661201 199103 1 004
Tanggal Lulus :
v
PERNYATAAN MENGENAI SKRIPSI DAN
SUMBER INFORMASI
Saya menyatakan dengan sebenar-benarnya bahwa skripsi dengan judul Analisis Efisiensi Energi
Pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di Kabupaten
Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam adalah hasil karya saya dengan arahan dosen
pembimbing akademik, dan belum diajukan dalam bentuk apa pun pada perguruan tinggi mana pun.
Sumber informasi yang berasal atau dikutip dari karya yang diterbitkan maupun tidak diterbitkan dari
penulis lain telah disebutkan dalam teks dan dicantumkan dalam daftar pustaka di bagian akhir skripsi
ini.
Bogor, Juli 2012 Yang membuat pernyataan Nurmalita
vi
© Hak cipta milik Nurmalita, tahun 2012
Hak cipta dilindungi
Dilarang mengutip dan memperbanyak tanpa izin tertulis dari
Institut Pertanian Bogor, sebagian atau seluruhnya dalam bentuk apa pun,
baik cetak, fotokopi, microfilm, dan sebagainya
vii
BIODATA PENULIS
Nurmalita dilahirkan di Meulaboh pada tanggal 6 Januari 1991, dari
pasangan Muchtar dan Misma. Pendidikan formal yang pernah ditempuh
adalah TK Pertiwi (1994-1996), SD Negeri 14 Meulaboh (1996-2002), MTs
Negeri 1 Meulaboh (2002-2005), SMA Negeri 1 Meulaboh (2005-2008).
Kemudian pada tahun 2008, penulis diterima sebagai mahasiswa Institut
Pertanian Bogor (IPB) di Departemen Teknik Mesin dan Biosistem, Fakultas
Teknologi Pertanian, Institut Pertanian Bogor melalui jalur Beasiswa Utusan
Daerah (BUD).
Pada tahun 2011, penulis melaksanakan kegiatan praktek lapangan
di GIZ (Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit)
FORCLIME dengan judul “Aspek Keteknikan Pertanian Pada Penerapan Teknologi Pembangkit
Listrik Tenaga Mikrohidro di Dusun Sadap, Kalimantan Barat”. Penelitian dengan judul “Analisis
Efisiensi Energi Pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) PT. Energi Alamraya Semesta di
Kabupaten Nagan Raya, Nanggroe Aceh Darussalam” telah dilakukan penulis sebagai salah satu
syarat untuk memperoleh gelar sarjana.
viii
KATA PENGANTAR
Dengan mengucapkan puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan rahmat dan
hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyusun skripsi yang berjudul “Analisis Efisiensi Energi Pada
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta”. Skripsi ini dibuat berdasarkan
diskusi dan konsultasi dengan dosen pembimbing dan tinjauan pustaka baik dari perpustakaan maupun
website.
Penyusunan skripsi ini tidak lepas dari bantuan berbagai pihak yang secara langsung maupun
tidak langsung membantu, mengarahkan, dan membimbing. Terimakasih penulis ucapkan kepada:
1. Ir. Sri Endah Agustina, M.S, sebagai dosen pembimbing akademik yang telah memberikan bimbingan dan arahan dalam penyusunan skripsi ini.
2. Kedua orang tua dan adik-adik tersayang (Ary, Mutia, Didi, Farhan dan Vicky) serta seluruh keluarga besar yang selalu memberikan dukungan, semangat, bantuan dan doa.
3. Dr. Ir. Leopold O. Nelwan, M.Si dan Ir. Susilo Sarwono sebagai dosen penguji yang telah memberikan masukan dalam perbaikan skripsi ini.
4. Bpk Tri Purnomo, bpk Siregar, bpk Triono, dan seluruh karyawan PT. Energi Alamraya Semesta yang telah banyak memberikan bantuan selama melakukan penelitian ini.
5. Bpk Zulfata Zakaria dan bpk Tutut Kurniadi dari PT. Sewatama yang telah memberikan banyak bimbingan dan saran untuk penelitian ini.
6. Keluarga besar Pondok Nuansa Sakinah II (Aul, icut, nanda, azizah, dina, ayi, eya, dewi, nunu, jejes, fitjaw, dora, babeh dan teteh ) yang telah menjadi keluarga penulis selama
menjalani perkuliahan di IPB.
7. Seorang sahabat yang telah banyak memberikan bantuan dan dukungan selama masa perkuliahan sampai penulisan skripsi ini.
8. Teman- teman sebimbingan (Ninggar, Ranto dan Nuha). 9. Teman-teman di Departemen Teknik Mesin dan Biosistem angkatan 45 (Magenta) atas
semangat, dukungan, dan kebersamaannya.
10. Seseorang yang telah menjadi semangat dan inspirasi.
Penulis menyadari akan keterbatasan kemampuan dalam penulisan dan penyusunan skripsi ini
masih jauh dari sempurna. Oleh karena itu penulis mengharapkan saran dan kritik yang bersifat
membangun sehingga bermanfaat bagi penulis khususnya dan pembaca pada umumnya.
Bogor, Juli 2012 Nurmalita
ix
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI .................................................................................................................................... x DAFTAR TABEL .......................................................................................................................... xii
DAFTAR GAMBAR ..................................................................................................................... xiii
DAFTAR LAMPIRAN................................................................................................................... xv
DAFTAR ISTILAH....................................................................................................................... xvi
I. PENDAHULUAN ......................................................................................................................... 1
1.1 Latar Belakang................................................................................................................. 1
1.2 Tujuan ............................................................................................................................. 3
1.3 Manfaat Penelitian ........................................................................................................... 3
II. TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................................................... 4
2.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU).......................................................................... 4
2.2. PLTU Batubara................................................................................................................ 5
2.3 Bagian –Bagian Utama PLTU Batubra ............................................................................. 8
2.3.1 Tungku.................................................................................................................... 8
2.3.2 Boiler ...................................................................................................................... 9
2.3.3 Turbin ................................................................................................................... 18
2.3.4 Generator .............................................................................................................. 25
2.3.5 Condenser atau kondensator.................................................................................. 26
III. METODOLOGI PENELITIAN................................................................................................ 27
3.1 Waktu dan tempat .......................................................................................................... 27
3.2 Bahan dan alat ............................................................................................................... 27
3.3 Batasan sistem ............................................................................................................... 27
3.3.1 Sistem pembakaran pada Boiler yang dilengkapi dengan tungku bahan bakar....... 27
3.3.2 Turbin dan generator.............................................................................................. 27
3.4 Parameter pengukuran.................................................................................................... 28
3.4.1 Sub Sistem tungku pembakaran dan boiler ............................................................. 28
3.4.2 Sub Sistem turbin uap ............................................................................................ 28
3.4.3 Sub sistem generator .............................................................................................. 28
3.5 Metode pengambilan data.............................................................................................. 28
3.5.1 Tahap pendahuluan................................................................................................ 28
3.5.2 Pemeriksaan menyeluruh ....................................................................................... 28
3.6 Pengolahan data dan analisis .......................................................................................... 29
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN ................................................................................................. 33
4.1 Tungku pembakaran dan boiler...................................................................................... 36
4.2 Turbin............................................................................................................................ 40
4.3 Generator...................................................................................................................... 42
4.4 Condenser...................................................................................................................... 44
4.5 Peralatan Penunjang....................................................................................................... 45
V. KESIMPULAN DAN SARAN................................................................................................... 47
DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................................................... 49
x
LAMPIRAN................................................................................................................................... 51
xi
DAFTAR TABEL
Tabel 1. Neraca energi pada sub sistem pembakaran (boiler).......................................................... 38
Tabel 2. Neraca energi pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38................................................ 41
Tabel 3. Neraca energi pada sub sistem generator BBC TDG 155/185/72-5 .................................... 43
xii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1. Rencana tambahan kapasitas listrik Indonesia dalam rentang waktu 2010-2030............... 1
Gambar 2. Siklus PLTU................................................................................................................... 4
Gambar 3. Sistem PLTU batubara ..................................................................................................... 6
Gambar 4. Sistem PLTU dan komponen-komponen PLTU batubara ................................................. 7
Gambar 5. Tipikal tungku berdasarkan metode pembakaran.............................................................. 9
Gambar 6. Fire tube boiler.............................................................................................................. 10
Gambar 7. Water tube boiler........................................................................................................... 11
Gambar 8. Paket boiler................................................................................................................... 12
Gambar 9. Circulating fluidized bed boiler...................................................................................... 13
Gambar 10. Stoker fired boiler ........................................................................................................ 13
Gambar 11. Pulverized fuel boiler................................................................................................... 14
Gambar 12. Boiler limbah panas ..................................................................................................... 14
Gambar 13. Diagram neraca energi boiler....................................................................................... 15
Gambar 14. Turbine cassing............................................................................................................ 18
Gambar 15. Rotor turbin ................................................................................................................. 19
Gambar 16. Bearing turbin............................................................................................................. 19
Gambar 17. Gland packing turbin ................................................................................................... 20
Gambar 18. Ring turbin.................................................................................................................. 20
Gambar 19. Impuls.......................................................................................................................... 20
Gambar 20. Stationary blade........................................................................................................... 21
Gambar 22. Reducing gear.............................................................................................................. 21
Gambar 23. Neraca entalpi turbin uap ............................................................................................ 22
Gambar 24. Mollier diagram for water – steam ............................................................................... 23
Gambar 25. Blade turbin ................................................................................................................ 24
Gambar 26 . Bagan turbin impuls dan turbin reaksi......................................................................... 24
Gambar 27. Diagram turbin kondensasi.......................................................................................... 25
Gambar 28. Turbin tekanan lawan................................................................................................... 25
Gambar 29. Siklus Rankine pada PLTU Energi Alamraya Semesta .................................................. 33
Gambar 30. Dearator di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta........................................................ 34
Gambar 31. PLTU Energi Alamraya Semesta .................................................................................. 34
Gambar 32. Sistem boiler di PLTU Energi Alamraya Semesta ......................................................... 35
Gambar 33. Sistem turbin pada PLTU Energi Alamraya Semesta .................................................... 35
xiii
Gambar 34. Boiler di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta ............................................................. 36
Gambar 35. Boiler dengan ruang bakar tipe travelling grate ............................................................ 37
Gambar 36. Grafik energi input dan output pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam).............. 39
Gambar 37. Grafik efisiensi dengan hubungan pemakaian batubara dan beban yang dihasilkan ........ 39
Gambar 38. Turbin uap di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta ...................................................... 44
Gambar 39. Grafik energi input dan output pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 ................... 44
Gambar 40. Generator PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta....................................................... 43
Gambar 41. Hubungan antara daya input (MW) dengan daya listrik (MW) yang dihasilkan............. 44
Gambar 42. Sistem kondensasi PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta.......................................... 43
xiv
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran 1. Contoh perhitungan efisiensi ketel uap (boiler) ........................................................... 52
Lampiran 2. Contoh perhitungan efisiensi siklus uap dan turbin ...................................................... 55
Lampiran 3. Contoh perhitungan efisiensi generator ....................................................................... 56
Lampiran 4. Menghitung jumlah bahan bakar yang dibutuhkan....................................................... 57
Lampiran 5. Menghitung jumlah udara pembakaran ....................................................................... 58
Lampiran 6. Data sheet proses (7-20 April 2012)............................................................................ 59
xv
DAFTAR ISTILAH
Bituminus Fase batubara muda, setelah lignit
Boiler feed pump (BFP) Pompa yang berfungsi untuk pengisian air ke economizer
Black out Keadaan saat daya listrik dalam keadaan mati total
Blade Sudu turbin
Condensing Keadaan perubahan wujud uap menjadi air
Cooling tower Tempat persediaan air untuk pendingin
Coal feeder Alat untuk mendistribusikan batubara ke ruang bakar
Coal handling Penanga nan awal batubara sebelum menjadi bahan bakar boiler
Demin Proses untuk membebaskan air dari unsur-unsur yang dapat
merusak peralatan
Daerator Peralatan / komponen yang digunakan untuk menaikkan
temperatur air dan menghilangkan gelembung-gelembung yang
terdapat dalam air
Economizer Peralatan yang digunakan untuk pemanasan awal air umpan boiler
Feed water tank Tangki penyimpanan air yang akan di sirkulasikan ke sistem
Flue gas Aliran udara panas hasil pembakaran yang dimanfaatkan kembali
untuk economizer
Furnace Ruang bakar (tungku) boiler
Gross calorific value (GCV) Nilai kalor bahan bakar yang didapatkan dari hasil analisis
proximate
HP turbine High pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan
tekanan tinggi
IP turbine Intermediate pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap
dengan temperature sedang.
LP turbine Low pressure turbine yaitu turbin yang menggunakan uap dengan
temperatur rendah
Lignit Pembentukan awal batubara, setelah melewati fase gambut
Load Beban generator
Low heating value (LHV) Nilai panas bahan bakar dengan memperhitungkan uap air
sebagai hasil dari pembakaran
Shut down Kegiatan memutuskan operasional suatu peralatan/sistem
Start up Kegiatan penyalaan/pembangkitan awal sistem
Steam Uap yang dihasilkan dari air yang dipanaskan di dalam boiler
Steam coal Batubara yang umumnya digunakan untuk pembakaran pada
boiler
Superheater Komponen yang berfungsi untuk mengubah uap basah menjadi
uap kering yang digunakan untuk memutar turbin
Traveling grate Rantai pada dasar tungku ruang bakar
Volatile matter Bahan yang mudah menguap yang terkandung dalam bahan bakar
xvi
I. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Menurut Outlook Energi Nasional 2011 (Standar Operasi Pusat Listrik Tenaga Uap Bagian
Dua, Perusahaan Umum Listrik Negara), pada kurun waktu 2000-2009 konsumsi energi Indonesia
meningkat dari 709.1 juta SBM (Setara Barel Minyak/BOE) ke 865.4 juta SBM atau meningkat rata-
rata sebesar 2.2% pertahun. Konsumsi energi ini sampai akhir tahun 2011, terbesar masih diikuti oleh
sektor industri, lalu diikuti oleh sektor rumah tangga dan sektor transportasi. Dari sektor
ketenagalistrikan, saat ini pembangkit listrik di Indonesia masih di dominasi oleh penggunaan bahan
bakar fosil, khususnya batubara.
Saat ini, selain meningkatkan rasio elektrifikasi Indonesia, pengurangan pemakaian BBM
untuk pembangkitan listrik juga menjadi tujuan utama pemerintah. Oleh karena itu pemerintah
berusaha mengurangi pemakaian BBM dengan cara mempercepat pembangunan PLTU batubara dan
gas bumi.
Menurut Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2010-2030, dalam kurun waktu
20 tahun kedepan Indonesia memerlukan tambahan tenaga listrik kumulatif sebesar 172 GW.
Tambahan kapasitas PLTU batubara mencapai sekitar 79%.
Gambar 1. Rencana tambahan kapasitas listrik Indonesia dalam rentang waktu 2010-2030 (sumber : Departemen Energi dan Sumberdaya Mineral, 2012)
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara merupakan jenis pembangkit terbesar yang
dikembangkan oleh pemerintah Indonesia untuk mengatasi kekurangan pasokan listrik dan untuk
mengurangi ketergantungan BBM pada PLTD ( Diesel). Jika dilihat dari bahan baku yang digunakan
untuk menghasilkan uap , maka PLTU bisa dikatakan pembangkit yang berbahan baku air, karena
untuk menghasilkan uap yang digunakan untuk memutar turbin, tentu diperlukan air.
Dalam PLTU terdapat proses yang terus-menerus berlangsung dan berulang-ulang. Prosesnya
adalah air menjadi uap, kembali menjadi air dan seterusnya. Proses inilah yang dimaksud dengan
proses PLTU. Prinsip kerja PLTU adalah air yang dipanaskan di dalam boiler sehingga menghasilkan
steam yang digunakan untuk memutar turbin, karena turbin dikopel satu poros dengan generator
1
sehingga perputaran rotor turbin menyebabkan berputarnya rotor generator sehingga menghasilkan
listrik.
Energi panas yang digunakan untuk mengubah air menjadi uap diperoleh dari hasil
pembakaran bahan bakar sehingga pada PLTU batubara, sumber energi primer nya untuk
pengoperasian sistem PLTU adalah batubara, sedangkan sumber energi sekunder pada sistem
pembangkit listrik tersebut adalah uap karena untuk memproduksi uap dibutuhkan sumber energi
panas yang diperoleh dari pembakaran batubara.
PLTU yang pertama kali beroperasi di Indonesia yaitu pada tahun 1962 dengan kapasitas 25
MW, suhu 500 derajat C, tekanan 65 Kg/cm2, boiler masih menggunakan pipa biasa dan pendingin
generator dilakukan dengan udara. Kemajuan pada PLTU yang pertama adalah boiler sudah
dilengkapi pipa dinding dan pendingin generator dilakukan dengan hidrogen, namun kapasitasnya
masih 25 MW. Bila dayanya ditingkatkan dari 100 - 200 MW, maka boilernya harus dilengkapi
superheater, ekonomizer dan tungku tekanan. Kemudian turbinnya bisa melakukan pemanasan ulang
dan arus ganda dan pendingin generatornya masih menggunakan hidrogen. Hanya saja untuk kapasitas
200 MW uap dihasilkan mempunyai tekanan 131,5 Kg/cm2 dan suhu 540 derajat C dan bahan
bakarnya masih menggunakan minyak bumi.
Banyaknya pemakaian batu bara tentunya akan menentukan besarnya biaya pembangunan
PLTU. Harga batu bara itu sendiri ditentukan oleh nilai panasnya (Kcal/Kg), artinya bila nilai panas
tetap maka harga akan turun 1 persen pertahun. Sedang nilai panas ditentukan oleh kandungan zat
SOx yaitu suatu zat yang beracun, jadi pada pembangkit harus dilengkapi alat penghisap SOx. Hal
inilah yang menyebabkan biaya PLTU Batu bara lebih tinggi sampai 20 persen dari pada PLTU
minyak bumi. Bila batu bara yang digunakan rendah kandungan SOx-nya maka pembangkit tidak
perlu dilengkapi oleh alat penghisap SOx dengan demikian harga PLTU batu bara bisa lebih murah.
Keunggulan pembankit ini adalah bahan bakarnya lebih murah harganya dari minyak dan
cadangannya tersedia dalam jumlah besar serta tersebar di seluruh Indonesia.
Air yang digunakan dalam siklus PLTU disebut dengan air demin (demineralized), yaitu air
yang mempunyai kadar conductivity sebesar 0.2 us (mikro siemen). Sebagai perbandingan air mineral
yang kita minum sehari-hari mempunyai kadar conductivity sekitar 100-200 us. Untuk mendapatkan
air demin ini, setiap unit PLTU biasanya dilengkapi dengan desalination plant dan demineralization
plant yang berfungsi untuk memproduksi yang air demin.
Secara sederhana siklus PLTU bia dilihat ketika proses memasak air. Mula-mula air ditampung
dalam tempat memasak dan kemudian diberi panas dari sumbu api yang menyala dibawahnya. Akibat
pembakaran menimbulkan air terus mengalami kenaikan suhu sampai pada batas titik didihnya.
Karena pembakaran terus berlanjut sehingga mengakibatkan air mengalami kenaikan suhu sampai
pada batas titik didihnya. Karena pembakaran terus berlanjut maka air yang dimasak melampaui titik
didihnya sampai timbul uap panas. Uap inilah yang digunakan untuk memutar turbin dan generator
yang akan digunakan untuk memutar turbin dan generator yang akan menghasilkan energi listrik.
Siklus PLTU merupakan siklus tertutup (close cycle) yang idealnya tidak memerlukan lagi air
jika memang kondisinya sudah mencukupi. Tetapi kenyataannya masih diperlukan banyak air
penambah setiap hari. Hal ini mengindikasikan banyak sekali kebocoran di pipa-pipa saluran air
maupun uap di dalam sebuah PLTU.
Untuk menjaga agar siklus tetap berjalan, maka untuk menutupi kekurangan air dalam siklus
akibat kebocoran, hotwell selalu ditambah air sesuai kebutuhannya dari air yang berasal dari
demineralized tank. Berdasarkan hal diatas, maka dilakukan suatu penelitian yaitu analisis efisiensi
energi pada Pembangkit Listrik tenaga Uap (PLTU) untuk mengetahui efisiensi pemakaian bahan
baku yang berupa air dan batubara.
2
1.2 Tujuan
1. Penelitian ini bertujuan mengetahui efisiensi energi pada sistem Pembangkit Listrik Tenaga Uap
(PLTU) di PT. Energi Alam Raya Semesta.
2. Menganalisa faktor-faktor yang mempengaruhi kinerja masing-masing unit (komponen) pada
sistem PLTU tersebut.
1.3 Manfaat Penelitian
Hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan informasi tentang kinerja sistem PLTU
Energi Alam Raya Semesta dan faktor-faktor yang mempengaruhi efisiensi sistem konversi energi
pada PLTU tersebut, sehingga perbaikan-perbaikan sistem yang dibutuhkan dapat segera dilakukan.
3
II. TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)
Secara umum, pengertian pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) adalah pembangkit listrik
yang mengandalkan energi kinetik dari uap untuk menghasilkan energi listrik. Uap merupakan sumber energi sekunder di dalam sistem PLTU, sedangkan bahan bakar yang digunakan untuk memproduksi uap tersebut merupakan sumber energi primer. Bentuk utama dari pembangkit listrik jenis ini adalah generator yang dihubungkan ke turbin yang digerakkan oleh tenaga kinetik dari uap panas/kering. Bahan bakar yang umum digunakan pada PLTU adalah bahan bakar padat dan bahan bakar cair. Yang termasuk ke dalam kategori bahan bakar padat adalah bagas, batubara, lignit, sekam padi, kayu. Sedangkan yang termasuk kedalam kategori bahan bakar cair adalah minyak bakar.
Sebuah pembangkit listrik dengan bahan bakar batubara jika dilihat dari bahan baku untuk memproduksinya maka pembangkit listrik tenaga uap bisa dikatakan pembangkit yang berbahan baku air, karena untuk menghasilkan uap dalam jumlah tertentu diperlukan bahan dasar air. Dalam PLTU terdapat proses yang terus menerus berlangsung dan berulang-ulang. Prosesnya antara air menjadi uap kemudian uap kembali menjadi air dan seterusnya. Proses inilah yang disebut siklus uap pada sistem PLTU.
Menurut Adhi Hartono (2011), secara umum siklus uap yang digunakan pada PLTU adalah sebagai berikut :
Gambar 2. Siklus PLTU (sumber : cara kerja PLTU „INDOBANGUN PROJECT� html)
1. Pertama-tama air demin berada dalam sebuah tempat bernama hotwell. Air Demin
(demineralized) adalah air yang mempunyai konduktivitas (kemampuan untuk menghantarkan listrik) sebesar 0.2 us (mikro siemen). Sebagai perbandingannnya air mineral yang kita minum sehari-hari mempunyai konduktivitas sekitar 100-200 us. Untuk mendapatkan air demin ini, setiap unit PLTU biasanya dilengkapi dengan desalination plant dan demineralization plant yang berfungsi untuk memproduksi air demin. Dari hotwell, air mengalir menuju condensate pump untuk kemudian dipompakan menuju LP heater (low pressure heater) yang berfungsi untuk menghangatkan air pada tahap pertama. Lokasi hotwell dan condensate pump terletak dilantai paling dasar dari sebuah pembangkit listrik atau biasa disebut dengan ground floor. selanjutnya air akan masuk ke daerator.
2. Di daerator air akan mengalami proses pelepasan ion-ion mineral yang masih tersisa di air dan tidak diperlukan seperti oksigen dan lainnya, bisa pula dikatakan daerator
4
memiliki fungsi untuk menghilangkan gelembung yang biasa terdapat dipermukaan air. Agar proses pelepasan ini berlangsung sempurna, suhu air harus memenuhi suhu yang disyaratkan. Oleh karena itu selama perjalanan menuju daerator air mengalami beberapa proses pemanasan oleh peralatan yang disebut dengan LP heater. Letak daerator berada di lantai atas tetapi bukan yang paling atas yaitu sekitar 4 m dari bagian dasar kontruksi boiler.
3. Dari daerator, air turun kembali ke ground floor. Sesampainya di ground floor, air langsung dipompakan oleh boiler feed pump / BFP (Pompa Air Pengisi) menuju boiler. Air yang dipompakan adalah air yang bertekanan tinggi, karena itu syarat agar uap yang dihasilkan juga bertekanan tinggi. Karena itulah kontruksi PLTU membuat daerator berada di lantai atas dan BFP berada di lantai dasar. Karena dengan meluncurnya air dari ketinggian membuat air menjadi bertekanan tinggi.
4. Sebelum masuk ke boiler, air kembali mengalami beberapa proses pemanasan di HP heater (High Pressure Heater). Setelah itu air masuk ke boiler yang letaknya berada di lantai atas. Di dalam boiler inilah terjadi proses memanaskan air untuk menghasilkan uap. Proses ini memerlukan energi panas yang pada umumnya diperoleh dari pembakaran bahan bakar.
5. Bahan bakar PLTU bermacam-macam. Ada yang menggunakan minyak, minyak dan gas atau istilahnya dual firing dan batubara.
6. Udara untuk pembakaran bahan bakar dipasok oleh force draft fan (FD fan). FD Fan mengambil udara luar untuk membantu proses pembakaran di boiler. Dalam perjalanannya menuju ke boiler, udara tersebut dinaikkan suhunya oleh air heater (pemanas udara).
7. Kembali ke siklus air. Setelah terjadi pembakaran , air mulai berubah wujud menjadi uap. Namun uap hasil pembakaran ini belum layak untuk memutar turbin, karena masih berupa uap jenuh atau uap yang masih mengandung kadar air tinggi (uap basah). Kadar air ini berbahaya bagi turbin, karena dengan putaran hingga 3000 rpm, setitik air sanggup untuk membuat sudu-sudu turbin terkikis.
8. Oleh karena itu uap basah dikeringkan kadar air nya sehingga menjadi uap yang benar- benar kering dan dapat digunakan untuk menggerakkan turbin dan kemudian memutar generator yang terhubung satu poros dengan turbin.
2.2. PLTU Batubara
Pada PLTU batubara, bahan bakar yang digunakan adalah steam coal yang terdiri dari kelas
sub bituminus dan bituminus. Pembakaran batu bara ini akan menghasilkan uap dan gas buang yang panas. Gas buang itu berfungsi juga untuk memanaskan pipa boiler yang berada di atas lapisan mengambang. Gas buang selanjutnya dialiri ke pembersih yang di dalamnya terdapat alat pengendap abu setelah gas itu bersih lalu dibuang ke udara melalui cerobong.
Batubara yang dibakar di sub sistem boiler menghasilkan panas yang digunakan untuk mengubah air dalam pipa yang dilewatkan ke boiler tersebut menjadi uap, yang selanjutnya digunakan untuk menggerakkan turbin dan memutar generator. Kinerja pembangkitan listrik pada PLTU sangat ditentukan oleh efisiensi proses pembakaran batubara tersebut, karena selain berpengaruh pada efisiensi pembangkitan, juga mempengaruhi biaya pembangkitan.
Klasifikasi kualitas batubara secara umum terbagi 3 yaitu pembagian secara ilmiah dalam hal ini berdasarkan tingkat pembatubaraan dan pembagian berdasarkan tujuan penggunaannya. Berdasarkan urutan pembatubaraan batubara terbagi menjadi batubara muda (brown coal atau lignite), bituminus dan antrasit. Sedangkan berdasarkan tujuan penggunaanya batubara terbagi menjadi batubara uap(steam coal), batubara kokas (coking coal atau metallurgical coal) dan antrasit yang merupakan batubara tertua jika dilihat dari sudut pandang geologi yang merupakan batubara keras, tersusun dari komponen utama karbon dengan sedikit kandungan bahan yang mudah menguap dan kandungan air dengan kadar fixed carbon rendah. (http://www.energyefficiencyasia.org)
5
Terdapat 2 metode untuk menganalisi batubara yaitu analisis ultimate dan analisis proximate. Analisis ultimate menganalisis seluruh komponen batubara, termasuk komponen padat dan gas, sedangkan analisis proximate hanya menganalisis fixed carbon, bahan yang mudah menguap, kadar air dan persen abu.
Steam coal yang termasuk dalam kelompok batubara bituminus merupakan batubara yang skala penggunaannnya paling luas. Berdasarkan metodenya pemanfaatan batubara uap terdiri dari pemanfaatan secara langsung yaitu batubara yang telah memenuhi spesifikasi tertentu langsung digunakan setelah melalui proses peremukan (crushing/milling) terlebih dahulu seperti pada PLTU batubara, kemudian pemanfaatan dengan memproses terlebih dahulu untuk memudahkan penanganan (handling) seperti CWM (Coal Water Slurry), COM (Coal Oil Mixture), dan CCS (Coal Cartridge System), dan selanjutnya permintaan melalui prosses konversi seperti gasifikasi dan pencairan batubara.
Gas yang dihasilkan proses gasifikasi batubara, dapat pula dipakai sebagai bahan bakar untuk sebuah pembangkit listrik tenaga uap. Umumnya hal ini dapat dipertimbangkan untuk gas yang mempunyai nilaikalori yang terendah. Gas yang dengan kalori yang tinggi dapat dipakaidengan lebih baik untuk keperluan industri lainnya. (Abdul Kadir, 1995).
Di industri, batubara di handling secara manual maupun dengan conveyor. Pada saat handling diusahakan supaya sesedikit mungkin batubara yang hancur membentuk partikel kecil dan sesedikit mungkin partikel keci yang tercecer. Persiapan batubara sebelum pengumpanan ke boiler merupakan tahap penting untuk mendapatkan pembakaran yang baik. Bongkahan batubara yang besar dan tidak beraturan dapat menyebabkan permasalahan yaitu kondisi pembakaran yang buruk dan suhu tungku yang tidak mencukupi, udara berlebih yang terlalu banyakmengakibatkan kerugian cerobong yang tinggi, dan rendahnya efisiensi pembakaran.
Keunggulan pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) dengan bahan bakar batubara adalah harga bahan bakarnya lebih murah dibandingkan dengan minyak dan cadangannya tersedia dalam jumlah besar serta tersebar di seluruh Indonesia.
Gambar 3. Sistem PLTU batubara (sumber : coal fired power station course, Sewatama 2011)
6
Siklus uap pada sistem PLTU dengan bahan bakar batubara dapat digambarkan sebagai berikut :
Gambar 4. Sistem PLTU dan komponen-komponen PLTU batubara
(sumber : http://www.engineeringtoolbox.com (Senin, 2 April 2012)
7
2.3 Bagian –Bagian Utama PLTU Batubra
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) terdiri dari beberapa sistem utama yaitu boiler yang
dilengkapi dengan tungku pembakaran, turbin dan generator. Selain dari sistem utama PLTU juga
dilengkapi dengan beberapa sistem pendukung atau penunjang yaitu water treatment, feedwater tank,
daerator, air preheater,secondary fan, primary fan, induced draft fan, economizer, super heater,
desuperheater, kondensor, cooling tower, electro static precipitator dan chimney.
2.3.1 Tungku
Sebelum batubara dibakar, batubara dihaluskan hingga menjadi serbuk. Serbuk
batubara tersebut kemudian dicampur dengan udara panas. Campuran batubara dan udara
menghasilkan pembakaran sempurna dan panas yang maksimal.
Besarnya efisiensi termal tergantung beban, makin tinggi beban maka makin besar
efisiensinya. Efisiensi termal unit ( adalah persentase keluaran energi terhadap masukan
kalor. (Saadat, 1991)
Sistem pembakaran batubara bersih
Adapun prinsip kerja PLTU itu adalah batubara yang akan digunakan / dipakai
dibakar di dalam boiler secara bertingkat. Hal ini dimaksudkan untuk memperoleh laju
pembakaran yang rendah dan tanpa mengurangi suhu yang diperlukan sehingga diperoleh
pembentukan NOx yang rendah. Batu bara sebelum dibakar digiling hingga menyerupai
butir-butir beras, kemudian dimasukkan ke wadah (boiler) dengan cara disemprot, di mana
dasar wadah itu berbentuk rangka panggangan yang berlubang. Pembakaran bisa terjadi
dengan bantuan udara dari dasar yang ditiupkan ke atas dan kecepatan tiup udara diatur
sedemikian rupa, akibatnya butir bata bara agak terangkat sedikit tanpa terbawa sehingga
terbentuklah lapisan butir-butir batu bara yang mengambang. Selain mengambang butir batu
bara itu juga bergerak berarti hal ini menandakan terjadinya sirkulasi udara yang akan
memberikan efek yang baik sehingga butir itu habis terbakar. Karena butir batu bara relatif
mempunyai ukuran yang sama dan dengan jarak yang berdekatan akibatnya lapisan
mengambang itu menjadi penghantar panas yang baik. Karena proses pembakaran suhunya
rendah sehingga NOx yang dihasilkan kadarnya menjadi rendah, dengan demikian sistim
pembakaran ini bisa mengurangi polutan. Bila ke dalam tungku boiler dimasukkan kapur
(Ca) dan dari dasar tungku yang bersuhu 750 - 950 ¼C dimasukkan udara akibatnya
terbentuk lapisan mengambang yang membakar. Pada lapisan itu terjadi reaksi kimia yang
menyebabkan sulfur terikat dengan kapur sehingga dihasilkan CaSO4 yang berupa debu
sehingga mudah jatuh bersama abu sisa pembakaran. Hal inilah yang menyebabkan
terjadinya pengurangan emisi sampai 98 persen dan abu CaSO4-nya bisa dimanfaatkan.
Keuntungan sistim pembakaran ini adalah bisa menggunakan batu bara bermutu rendah
dengan kadar belerang yang tinggi dan batu bara seperti ini banyak terdapat di Indonesia.
Pada dasarnya metode pembakaran pada PLTU terbagi 2, yaitu pembakaran lapisan
tetap (fixed bed combustion) dan pembakaran batubara serbuk (pulverized coal combustion
/PCC). Gambar 3 di bawah ini menampilkan jenis – jenis boiler yang digunakan untuk
masing – masing metode pembakaran.
8
Gambar 5. Tipikal tungku berdasarkan metode pembakaran
(Sumber: Idemitsu Kosan, 1999)
Pembakaran Lapisan Tetap
Metode lapisan tetap menggunakan stoker boiler untuk proses pembakarannya.
Sebagai bahan bakarnya adalah batubara dengan kadar abu yang tidak terlalu rendah dan
berukuran maksimum sekitar 30mm. Selain itu, karena adanya pembatasan sebaran ukuran
butiran batubara yang digunakan, maka perlu dilakukan pengurangan jumlah fine coal yang
ikut tercampur ke dalam batubara tersebut. Alasan tidak digunakannya batubara dengan
kadar abu yang terlalu rendah adalah karena pada metode pembakaran ini, batubara dibakar
di atas lapisan abu tebal yang terbentuk di atas kisi api (traveling fire grate) pada stoker
boiler. Bila kadar abunya sangat sedikit, lapisan abu tidak akan terbentuk di atas kisi tersebut
sehingga pembakaran akan langsung terjadi pada kisi, yang dapat menyebabkan kerusakan
yang parah pada bagian tersebut. Oleh karena itu, kadar abu batubara yang disukai untuk tipe
boiler ini adalah sekitar 10 – 15%. Adapun tebal minimum lapisan abu yang diperlukan
untuk pembakaran adalah 5cm. Jadi, abu tersebut berfungsi sebagai lapisan (bed) agar
pembakaran tidak merusak kisi (bagian dalam tungku).
Pembakaran Batubara Serbuk (Pulverized Coal Combustion/PCC)
Saat ini, kebanyakan PLTU terutama yang berkapasitas besar masih menggunakan
metode PCC pada pembakaran bahan bakarnya. Hal ini karena sistem PCC merupakan
teknologi yang sudah terbukti dan memiliki tingkat kehandalan yang tinggi. Upaya perbaikan
kinerja PLTU ini terutama dilakukan dengan meningkatkan suhu dan tekanan dari uap yang
dihasilkan selama proses pembakaran. Perkembangannya dimulai dari sub critical steam,
kemudian super critical steam, serta ultra super critical steam (USC). Sebagai contoh PLTU
yang menggunakan teknologi USC adalah pembangkit no. 1 dan 2 milik J-Power di teluk
Tachibana, Jepang, yang boilernya masing – masing berkapasitas 1050 MW buatan Babcock
Hitachi. Tekanan uap yang dihasilkan adalah sebesar 25 MPa (254.93 kgf/cm2) dan suhunya
mencapai 600 0C/610 0C (1 stage reheat cycle).
2.3.2 Boiler
Boiler adalah bejana tertutup dimana panas pembakaran dialirkan ke air sampai
terbentuk air panas atau steam. Air panas atau steam pada tekanan tertentu kemudian
9
digunakan untuk mengalirkan panas ke suatu proses. Jika air didihkan sampai menjadi steam
, volumenya akan meningkat sekitar 1600 kali, menghasilkan tenaga yang menyerupai bubuk
mesiu yang mudah meledak, sehingga boiler merupakan peralatan yang harus dikelola
dengan baik. Air yang telah dimurnikan dipompa melalui pipa ke dalam boiler, kemudian
diubah menjadi uap oleh panas yang dihasilkan dari pembakaran batubara. Pada temperatur
hingga 1000 derajat fahrenheit dan dibawah tekanan sampai dengan 3500 pon per inci
persegi, uap disalurkan ke turbin.
Sisitem boiler terdiri dari sistem air umpan, sistem steam,dan sistem bahan bakar.
Sistem air umpan menyediakan air untuk boiler secara otomatis sesuai dengan kebutuhan
steam. berbagai kran disediakan untuk keperluan perawatan dan perbaikan. Sistem steam
mengumpulkan dan mengontrol produksi steam dalam boiler. Steam dialirkan melalui sistem
perpipaan ke titik pengguna. Pada keseluruhan sistem, tekanan steam diatur menggunakan
kran kran dan dipantau dengan alat pemantau tekanan. Sistem bahan bakar adalah semua
peralatan yang digunakan untuk menyediakan bahan bakar untuk menghasilkan panas yang
dibutuhkan.peralatan yang diperlukan pada sistem bahan bakar tergantung pada jenis bahan
bakar yang digunakan pada sistem.
Air yang disuplai ke boiler untuk diubah menjadi steam disebut air umpan. Dua sumber air umpan adalah : 1. Kondensat atau steam yang mengembun yang kembali dari proses dan 2. Air make up (air baku yang sudah diolah) yang sudah diumpankan dari luar ruang
boiler dan plant process. Untuk mendapatkan efisiensi boiler yang lebih tinggi, digunakan economizer untuk
memanaskan awal air umpan menggunakan limbah panas pada gas buang.
Tipe-tipe boiler Boiler terdiri dari bermacam-macam tipe yaitu : 1. Fire Tube Boiler
Pada fire tube boiler , gas panas melewati pipa-pipa dan air umpan boiler ada di dalam shell untuk diubah menjadi steam. fire tube boiler biasanya digunakan untuk kapasitas steam
yang relatif kecil dengan tekanan steam rendah sampai sedang. Fire tube boiler kompetitif
untuk kecepatan steam sampai 12.000 Kg/jam dengan tekanan sampai 18 Kg/cm2. Fire tube
boiler dapat menggunakan bahan bakar minyak bakar, gas tau bahan bakar padat dalam
operasinya. Untuk alasan ekonomis, sebagian besar fire tube boiler dikontruksi sebagai
“paket” boiler (dirakit oleh pabrik) untuk semua bahan bakar.
Gambar 6. Fire tube boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
10
2. Water Tube Boiler
Pada water tube boiler, air umpan boiler mengalir melalui pipa-pipa masuk ke dalam drum. Air yang tersikulasi dipanaskan oleh gas pembakar membentuk steam pada daerah uap
dalam drum. Boiler ini dipilih jika kebutuhan steam dan tekanan steam sangat tinggi seperti
pada kasus boiler untuk pembangkit tenaga. Water tube boiler yang sangat modern dirancang
dengan kapasitas steam antara 4.500-12.000 Kg/jam, dengan tekanan sangat tinggi. Banyak
water tube boiler yang dikontruksi secara paket jika digunakan bahan bakar minyak dan gas.
Untuk water tube boiler yang menggunakan bahan bakar padat, tidak umum dirancang secara
paket.
Gambar 7. Water tube boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
3. Paket Boiler
Disebut boiler paket karena sudah tersedia sebagai paket yang lengkap. Pada saat dikirimkan ke pabrik, hanya memerlukan pipa steam, pipa air, suplai bahan bakar dan
sambungan listrik untuk dapat beroperasi. Paket boiler biasanya merupakan tipe shell and tube
dengan rancangan fire tube dengan transfer panas baik radiasi maupun konveksi yang tinggi.
11
Gambar 8. Paket boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
4. Boiler Pembakaran dengan Fluidized Bed Combustion (FBC)
Pembakaran dengan fluidized bed Combustion (FBC) muncul sebagai alternatif yang memungkinkan dan melebihi kelebihan yang cukup berarti dibanding sistem pembakaran yang
konvensional dan memberikan banyak keuntungan antara lain rancangan boiler yang kompak,
fleksibel terhadap bahan bakar, efisiensi pembakaran yang tinggi dan berkurangnya emisi
polutan yang merugikan seperti SOx dan NOx. Bahan bakar yang dapat dibakar dalam boiler ini
adalah batubara, sekam padi, bagas dan limbah pertanian. Boiler fluidized bed memiliki kisaran
kapasitas yang luas yaitu antara 0.5 T/jam sampai lebih dari 100 T/jam.
5. Atmospheric Fluidized Bed Combustion (AFBC) Boiler
Kebanyakan boiler yang beroperasi untuk jenis ini adalah Atsmospheric Fluidized Bed Combustion (AFBC) Boiler. Alat ini hanya berupa shell boiler konvensional biasa yang
ditambah dengan sebuah fluidized bed combustor. Sistem seperti ini telah dipasang
digabungkan dengan water tube boiler/boiler pipa air konvensional.
6. Pressurized Fluidized Bed Combustion (PFBC) Boiler
Pada tipe Pressurized Fluidized Bed Combustion (PFBC) Boiler, sebuah kompresor memasok udara Forced Draft (FD), dan pembakaranya merupakan tangki bertekanan. Laju
panas yang dilepas dalam bed sebanding dengan tekanan bed sehingga bed yang dalam
digunakan untuk mengekstraksi sejumlah besar panas.
7. Atmospheric Circulating Fluidized Bed Combustion Boilers (CFBC)
Dalam sistem sirkulasi, parameter bed dijaga untuk membentuk padatan melayang dari bed. Padatan diangkat pada fase yang relatif terlarut dalam pengangkatan padatan dan
sebuah down-comer dalam sebuah siklon merupakan aliran sirkulasi padatan. Tidak terdapat
pipa pembangkit steam yang terletak di dalam bed. Pembangkitan dan pemanasan berlebih
steam berlangsung di bagian konveksi dan dinding air.
12
Gambar 9. Circulating fluidized bed boiler (sumber : United Nations Environment
Programme, 2006)
8. Stoker Fired Boilers
Stokers di klasifikasikan menurut metode pengumpanan bahan bakar ke tungku dan oleh jenis grate nya. Klasifikasi utamanya adalah spreader stoker dan chain –gate atau
traveling-gate stoker. Gambar 10. Stoker fired boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
9. Pulverized Fuel Boiler
Sistem ini memiliki banyak keuntungan seperti kemampuan membakar berbagai kualitas batubara, respon yang cepat terhadap perubahan beban muatan, penggunaan suhu
udara pemanas awal yang tinggi. Salah satu sistem yang paling populer untuk pembakaran
batubara halus adalah pembakaran tangensial dengan menggunakan empat buah burner dari
keempat sudut untuk menciptakan bola api pada pusat tungku.
13
Gambar 11. Pulverized fuel boiler (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
10. Boiler Limbah Panas
Dimanapun tersedia limbah panas pada suhu sedang atau tinggi, boiler limbah panas
dapat dipasang secara ekonomis. Jika kebutuhan steam lebih dari steam yang dihasilkan
menggunakan gas buang panas, dapat digunakan burner tambahan yang menggunakan bahan
bakar. Jika steam tidak langsung dapat digunakan, steam dapat dipakai untuk memproduksi
daya listrik menggunakan generator turbin uap. Hal ini banyak digunakan dalam pemanfaatan
kembali panas dari gas buang dari turbin gas dan mesin diesel. Gambar 12. Boiler limbah panas (sumber : United Nations Environment Programme, 2006)
Evaluasi kinerja boiler
Parameter kinerja boiler, seperti jumlah steam yang dihasilkan, jumlah bahan bakar yang dibutuhkan, jumlah udara yang diperlukan dan entalpi steam yang dihasilkan. Meskipun untuk boiler yang baru, alasan seperti buruknya kualitas bahan bakar dan kualitas air dapat mengakibatkan buruknya kinerja boiler. Neraca panas dapat membantu dalam mengindetifikasi kehilangan panas yang dapat atau tidak dapat dihindari. Uji efisiensi boiler dapat membantu dalam menemukan penyimpangan efisiensi boiler dan efisiensi terbaik dan terget area
14
permasalahan untuk tindakan perbaikan. Pengujian boiler dapat membantu dalam menemukan penyimpangan efisiensi boiler dan efisiensi terbaik. Di dalam pengujian boiler, hal yang harus diperhatikan yaitu :
Neraca panas
Proses pembakaran dalam boiler dapat digambarkan dalam bentuk diagram alir energi. Diagram ini menggambarkan secara grafis tentang bagaimana energi masuk dari bahan bakar diubah menjadi aliran energi dengan berbagai kegunaan dan menjadi aliran kehilangan panas dan energi. Panah tebal menunjukkan jumlah energi yang terkandung dalam aliran masing-masing.
Gambar 13. Diagram neraca energi boiler (sumber : pedoman efisiensi energi untuk industri di Asia, www.energyefficiencyasia.org)
Metode langsung dan tidak langsung dalam menentukan efisiensi boiler
1. Metode langsung dengan menghitung input (bahan bakar) dan output (steam)
Dikenal juga sebagai metode „input-output’ karena kenyataan bahwa metode ini hanya
memerlukan keluaran/output steam dan panas masuk / input (bahan bakar) untuk evaluasi efisiensi.
Efisiensi ini dapat dievaluasi dengan menggunakan rumus :
Efisiensi Boiler (n) = panas masuk/panas keluar x 100
Efisiensi boiler (n) = (Qx(hg-hf)) : (qx GCV) x100
Parameter yang digunakan untuk perhitungan efisiensi boiler dengan metoda langsung adalah : ‐ Jumlah steam yang dihasilkan per jam (Q) dalam Kg/jam ‐ Jumlah bahan bakar yang digunakan per jam (q) dalam Kg/jam ‐ Tekanan kerja (dalam Kg/cm2(g)) dan suhu panas (oC), jika ada. ‐ Suhu air umpan (oC) ‐ Jenis bahan bakar dan nilai panas kotor bahan bakar (GCV) dalam Kkal/Kg bahan bakar.
Dimana :
‐ hg-Entalpi steam jenuh dalam Kkal/Kg steam ‐ hf-entalpi air umpan dalam Kkal/Kg air
Keuntungan metoda langsung :
15
‐ Pekerja pabrik dapat dengan cepat mengevaluasi efisiensi boiler
‐ Memerlukan sedikit parameter untuk perhitungan
‐ Memerlukan sedikit instrumen untuk pemantauan
‐ Mudah membandingkan rasio penguapan dengan data benchmark
2. Metode tidak langsung dalam menentukan efisiensi boiler
Standar acuan untuk uji boiler di tempat dengan menggunakan metode tidak langsung adalah British Standard, BS 845:1987 dan USA Standard ASME PTC-4-1 Power Test Code Steam
Generating Units. Metode tidak langsung juga dikenal dengan metode kehilangan panas. Efisiensi
dapat dihitung dengan mengurangkan bagian kehilangan panas dari 100 sebagai berikut :
Efisiensi boiler (%) (n)=100-(i+ii+iii+iv+v+vi+vii)
Dimana kehilangan yang terjadi dalam boiler adalah kehilangan panas yang diakibatkan oleh :
i. Gas cerobong yang kering
ii. Penguapan air yang terbentuk karena H2 dalam bahan bakar
iii. Penguapan kadar air dalam bahan bakar
iv. Adanya kadar air dalam udara pembakaran
v. Bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu terbang/fly ash
vi. Bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu bawah/ bottom ash
vii. Radiasi dan kehilangan lain yang tidak terhitung
Kehilangan yang diakibatkan oleh kadar air dalam bahan bakar dan yang disebabkan
oleh pembakaran hidrogen tergantung pada bahan bakar, dan tidak dapat dikendalikan oleh
perancangan. Data yang diperlukan untuk perhitungan efisiensi boiler dengan menggunakan
metode tidak langsung adalah :
1. Analisis ultimate bahan bakar (H2, O2, s, c, kadar air, kadar abu) 2. Persentase oksigen dan CO2 dalam gas buang 3. Suhu gas buang dalam 0C (Tf)
4. Suhu ambien dalam 0C (Ta) dan kelembaban udara dalam Kg/Kg udara kering
5. GCV bahan bakar dalam Kkal/Kg 6. Persentase bahan yang dapat terbakar dalam abu (untuk bahan bakar padat) 7. GCV abu dalam Kkal/Kg (untuk bahan bakar padat)
Tahap 1. Menghitung kebutuhan udara teoritis
=[(11,43 x C)+{34,5 x (H2-02/8)}+(4,32 x S)]/100 Kg/Kg bahan bakar
Tahap.2 Menghitung persen kelebihan udara yang dipasok (EA)
=persen O2 x 100/(21-persen O2)
Tahap 3. Menghitung massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS)
={1 + EA/100} x udara teoritis
Tahap 4. Menghitung seluruh kehilangan panas
i. Persentase kehilangan panas yang diakibatkan oleh gas buang yang kering
= (m x Cp x (Tf-Ta) x 100) / (GCV bahan bakar )
16
Dimana : m = massa gas buang kering dalam Kg/Kg bahan bakar
M = (massa hasil pembakaran kering / Kg bahan bakar) +
(massa N2 dalam massa udara pasokan yang sebenarnya).
Cp = Panas jenis gas buang (0.23 Kkal/Kg)
GCV = Gross Calorific Value (nilai kalor bahan bakar)
(Kkal/kg)
ii. Persen kehilangan panas karena penguapan air yang terbentuk karena adanya H2
dalam bahan bakar
=[9 x H2 {584+Cp(Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : H2 = Persen H2 dalam 1 Kg bahan bakar
Cp = panas jenis superheated steam (0,45 Kkal/Kg)
iii. Persen kehilangan panas karena penguapan kadar air dalam bahan bakar
=[M {584 + Cp (Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : M = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar
Cp = panas jenis steam lewat jenuh / superheated steam (0.45
Kkal/Kg)
iv. Persen kehilangan panas karena kadar air dalam udara
= [AAS x faktor kelembaban x Cp (Tf-Ta) x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : Cp = panas jenis steam lewat jenuh / superheated steam (0.45
Kkal/Kg)
v. Persen kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu
terbang / fly ash
= [Total abu terkumpul / Kg bahan bakar yang terbakar x GCV abu terbang x
100] / GCV bahan bakar
vi. Persen kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu
bawah / bottom ash
= [Total abu terkumpul per Kg bahan bakar terbakar x GCV abu bawah x 100] /
GCV bahan bakar
vii. Persen kehilangan panas karena radiasi
Tahap 5. Menghitung efisiensi boiler dan rasio penguapan boiler
Efisiensi boiler (%) (n) = 100 – (i + ii + iii + iv + v + vi + vii)
Rasio penguapan = panas yang digunakan untuk pembangkitan steam / panas yang
ditambahkan ke steam.
17
Rasio penguapan yaitu kilogram steam yang dihasilkan per kg bahan bakar yang
digunakan. Contohnya adalah boiler berbahan bakar batubara 6 (yaitu 1 Kg batubara
dapat menghasilkan 6 Kg steam). Walau demikian, rasio penguapan akan tergantung pada
jenis boiler, nilai kalor berbahan bakar dan efisiensi.
2.3.3 Turbin
Turbin adalah mesin penggerak, dimana energi fluida kerja dipergunakan langsung
untuk memutar roda/poros turbin. Pada turbin tidak terdapat bagian mesin yang bergerak
translasi, melainkan gerakan rotasi. Bagian turbin yang berputar biasa disebut dengan istilah
rotor/roda/poros turbin, sedangkan bagian turbin yang tidak berputar dinamai dengan istilah
stator. Roda turbin terletak di dalam rumah turbin dan roda turbin memutar poros daya yang
digerakkannya atau memutar bebannya yaitu generator. Di dalam turbin, fluida kerja
mengalami ekspansi yaitu proses penurunan tekanan dan mengalir secara kontinu. Penamaan
turbin didasarkan pada jenis fluida yang mengalir di dalamnya, apabila fluida kerjanya
berupa uap maka turbin tersebut disebut dengan turbin uap.
Bagian – bagian utama sebuah turbin uap adalah :
1. Cassing
Adalah sebagai penutup bagian-bagian utama turbin.
Gambar 14. Turbine cassing (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
2. Rotor
Adalah bagian turbin yang berputar yang terdiri dari poros, sudu turbin atau deretan
sudu. Untuk turbin bertekanan tinggi atau ukuran besar, khususnya unuk turbin jenis reaksi
maka motor ini perlu di balance untuk mengimbagi gaya reaksi yang timbul secara aksial
terhadap poros.
18
Gambar 15. Rotor turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
3. Bearing pendestal
Adalah merupakan dudukan dari poros rotor.
4. Journal bearing
Adalah bagian turbin yang berfungsi untuk menahan gaya radial atau gaya tegak lurus
Rotor.
5. Thurst bearing
adalah bagian turbin yang berfungsi untuk menahan atau untuk menerima gaya aksial
atau gaya sejajar terhadap poros yang merupakan gerakan maju mundurnya poros rotor.
Gambar 16. Bearing turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
6. Main oil pump
Berfungsi untuk memompakan oli dari tangki untukdisalurkan pada bagian – bagian
yang berputar pada turbin . Dimana fungsi dari lube oil adalah :
Sebagai Pelumas pada bagian – bagian yang berputar.
Sebagai Pendingin ( oil cooler ) yang telah panas dan masuk ke bagian turbin dan
akan menekan / terdorong keluar secara sirkuler
Sebagai Pelapis ( oil film ) pada bagian turbin yang bergerak secara rotasi.
Sebagai Pembersih ( oil cleaner ) dimana oli yang telah kotor sebagai akibat dari
benda-benda yang berputar dari turbin akan terdorong ke luar secara sirkuler oleh oli
yang masuk .
19
7. Gland packing
Sebagai penyekat untuk menahan kebocoran baik kebocoran uap maupun kebocoran
oli.
Gambar 17. Gland packing turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
8. Labirinth ring
Mempunyai fungsi yang sama dengan gland packing.
Gambar 18. Ring turbin (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
9. Impuls stage
Adalah sudu turbin tingkat pertama yang mempunyai sudu sebanyak 116 buah.
Gambar 19. Impuls (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
20
3. Stasionary blade
Adalah sudu-sudu yang berfingsi untuk menerima dan mengarahkan steam yang masuk. Gambar 20. Stationary blade (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
4. Moving blade
Adalah sejumlah sudu-sudu yang berfungsi menerima dan merubah energi steam
menjadi energi kinetik yang akan memutar generator. 5. Control valve
Adalah merupakan katup yang berfungsi untuk mengatur steam yang masuk kedalam
turbin sesuai dengan jumlah Steam yang diperlukan. 6. Stop valve
Adalah merupakan katup yang berfungsi untuk menyalurkan atau menghentikan aliran
steam yang menuju turbin. 7. Reducing gear
Adalah suatu bagian dari turbin yang biasanya dipasang pada turbin-turbin dengan
kapasitas besar dan berfungsi untuk menurunkan putaran poros rotor.
Gambar 22. Reducing gear (sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
Uap yang dialirkan ke turbin akan menyebabkan turbin bergerak, tetapi karena poros
turbin digandeng/dikopel dengan poros generator akibatnya gerakan turbin itu akan
menyebabkan pula gerakan generator sehingga dihasilkan energi listrik. Uap itu kemudian
21
x 100%
dialirikan ke kondensor sehingga berubah menjadi air dan dengan bantuan pompa air itu
dialirkan ke boiler sebagai air pengisi.
Tekanan besar dari uap mendorong blade memutar poros turbin. Poros turbin
dihubungkan ke poros generator, dimana magnet berputar dalam kumparan kawat untuk
menghasilkan listrik. Turbin uap adalah peralatan yang mengubah energi kinetis yang
disimpan di dalam fuida (energi potensial) menjadi energi mekanis rotasional (menghasilkan
putaran). Turbin uap memiliki 3 bagian utama yaitu :
1. Nozel dan sudu-sudu diam yang bertindak sebagai nozel, bagian dari turbin uap yang
mengkonversi energi potensial dari uap jenuh menjadi energi kinetis dengan jalan
mengekspansikan (menyemprotkan) uap tersebut ke sudu bergerak dari turbin sehingga
terjadi penurunan tekanan uap.
2. Sudu-sudu gerak, bagian dari turbin uap yang mengkonversi energi kinetis semprotan
uap menjadi energi mekanis pada perputaran rotor turbin akibat perputaran sudu-sudu
geraknya.
3. Rotor turbin, bagian dari turbin uap yang menyalurkan energi mekanis dari sudu-sudu
bergerak kepada bagian berputar dari generator listrik sehingga dapat menghasilkan
listrik.
Menghitung efisiensi turbin uap
Gambar 23. Neraca entalpi turbin uap (sumber : http://www.energyefficiencyasia.org)
Efisiensi total =
Dimana : Output turbin = energi panas yang efektif digunakan turbin (BTU/jam)
Input turbin = energi panas yang dibutuhkan turbin (BTU/jam)
22
Gambar 24. Mollier diagram for water – steam
(sumber : http://www.engineeringtoolbox.com)
Jenis-jenis turbin uap
Berdasarkan tekanan uap yang digunakan untuk menggerakkan sudu-sudu turbin, maka
turbin uap dikelompokkan menjadi 2 bagian yaitu :
1. Turbin impuls (aksi)
Turbin impuls disebut juga turbin aksi atau turbin tekanan tetap, dimana uap mengalami
ekspansi hanya pada nosel saja, sehingga tekanan uap sebelum dan sesudah sudu adalah
tetap. Jika uap keluar dari ketel bertekanan tinggi diekspansikan sampai ke tekanan
kondensor dengan satu nosel saja, kecepatan uap menjadi sangat tinggi. Pada umumnya
kecepatan sudu sebanding dengan kecepatan uap masuk. Uap dengan kecepatan tinggi jika
menumbuk suatu cincin sudu jalan tunggal dapat menghasilkan putaran rotor kurang lebih
30.000 rpm. Hal ini secara praktis tidak dapat diterapkan.
Hal yang dapat dilakukan untuk mengurangi putaran rotor yang tinggi, turbin dilengkapi
dengan sejumlah kumpulan nosel yang membentuk suatu cincin yang diikuti dengan
sejumlah cincin sudu jalan. Uap keluar dari nosel dengan kecepatan sembur yang tinggi,
demikian pula tekanan uap keluar nosel akan diserap oleh tingkat-tingkat yang ada di dalam
turbin . (S. K. Kulshrestha, 1989)
2. Turbin reaksi
Turbin reaksi atau turbin tekanan berubah adalah proses ekspansi (penurunan tekanan)
terjadi di dalam baris sudu tetap maupun sudu gerak, sehingga tekanan uap sesudah keluar
dari tiap tingkat sudu lebih rendah dari sebelumnya. Turbin reaksi juga dinamakan turbin
23
Parsons sesuai dengan nama pembuatnya yang pertama yaitu Sir Charles Parsons. (Wiranto
Arismunandar, 2004)
Pada turbin reaksi jatuh tekanan uap yang melalui sudu tetap dan sudu jalan terjadi
secara perlahan-lahan. Kecepatan sudu relatif rendah karena ekspansi uap terjadi pada laju
kecepatan yang rendah. Selain itu pada saat yang sama, kecepatan yang rendah yang
dihasilkan akan diserap oleh cincin sudu jalan. (S. K. Kulshrestha, 1989)
Gambar 25. Blade turbin (sumber : http://www.scribd.com)
Gambar 26 . Bagan turbin impuls dan turbin reaksi (sumber : http://www.scribd.com)
Berdasarkan tekanan uap keluar turbin, turbin uap dapat dibedakan menjadi :
1. Turbin Kondensasi (Condensing Turbine)
Turbin kondensasi adalah turbin yang saluran keluarnya dihubungkan dengan
kondensor, sehingga tekanan uap pada saluran keluar mendekati vakum.
2. Turbin Tekanan Lawan (Back Pressure Turbine)
Turbin tekanan lawan adalah jenis turbin yang memiliki tekanan uap keluar masih diatas
1 atsmosfer, sehingga uap bekas masih bisa digunakan untuk maksud-maksud lain, misalnya
untuk perebusan dan pemanasan.
24
Gambar 27. Diagram turbin kondensasi
Gambar 28. Turbin tekanan lawan (sumber : http://www.scribd.com)
2.3.4 Generator
Generator berfungsi untuk mengkonversikan energi mekanik (putaran poros) dari
turbin menjadi energi listrik dengan membuat poros generator dengan poros turbin berada
dalam satu poros dengan cara dikopel. Generator arus bolak-balik pada prinsipnya terdiri atas
2 (dua) bagian utama, yaitu :
a. Rotor adalah bagian dari generator yang berputar. Pada rotor terdapat kumparan
konduktor sebagai pembangkit medan magnet utama. Medan magnet ini timbul
karena adanya arus yang mengalir pada kumparan rotor. Jika rotor berputar, maka
medan magnet akan memotong kumparan jangkar dalam stator, sehingga timbul
gaya gerak listrik (GGL), yang kemudian disalurkan ke terminal generator.
b. Stator adalah bagian generator yang tidak bergerak (statis). Pada stator terdapat
peralatan peralatan sebagai berikut :
i. Kumparan stator
25
ii. Rumah generator, berfungsi untuk melindungi komponen yang ada di
dalamnya, juga berfungsi sebagai tempat melekatnya inti dan belitan konduktor
serta terminal daripada generator itu sendiri.
Generator biasanya berukuran besar dengan jumlah lebih dari satu unit dan
dioperasikan secara berlainan. Sedangkan generator ukuran menengah didisain berdasarkan
asumsi bahwa selama masa manfaatnya akan terjadi 10.000 kali start-stop. Berarti selama
setahun dilakukan 250 x start-stop maka umur pembangkit bisa mencapai 40 tahun. Start-
stop adalah kondisi ketika generator berhenti beroperasi karena adanya perawatan berkala,
maupun karena situasi yang tidak terduga.
Bila kecepatannya putaran rotor meningkat maka daya yang dihasilkan generator
akan meningkat pula, oleh karena itu putaran generator hasrus disesuaikan dengan output
daya yang dibutuhkan.
Effisiensi generator dapat dihitung dengan rumus sebagai berikut :
(sumber : modul praktikum motor bakar, 2010)
= ( output generator / input generator ) x 100 %
Dimana :
Input generator (MW) = N m * rad/s
Output generator (MW) = daya listrik yang dihasilkan
Catatan : 1 KKal = 1.16 x 10-3 KWh3
2.3.5 Condenser atau kondensator
Setelah bekerja untuk menggerakkan turbin, uap tersebut ditarik ke dalam
kondensor, sebuah ruang besar di basement pembangkit listrik. Kondensor adalah bagian
penting dari sebuah unit uap-listrik batubara. Perangkat ini mengembunkan uap yang telah
meninggalkan turbin kembali menjadi air sehingga dapat digunakan berulang-ulang di
pabrik. Uap yang sudah dipakai kemudian didinginkan dalam kondensor sehingga dihasilkan
air yang dialirkan ke dalam boiler. Pada waktu PLTU batubara beroperasi suhu pada
kondensor naiknya begitu cepat, sehingga mengakibatkan kondensor menjadi panas. Sedang
untuk mendinginkan kondensor bisa digunakan air, tapi harus dalam jumlah besar, hal inilah
yang menyebabkan PLTU dibangun dekat dengan sumber air yang banyak seperti di tepi
sungai atau tepi pantai.
Proses pendinginan sangat penting dan memerlukan sejumlah air dalam jumlah
yang besar, dengan demikian, PLTU biasanya pasti terletak di dekat danau, sungai, muara
atau laut. Untuk mendinginkan uap digunakan condenser cooling water atau condenser ber-
pendingin air. Jutaan galon air dingin dipompa melalui tabung yang berjalan melalui
kondensor. Air dalam tabung mendinginkan uap dan mengubahnya kembali ke air. Setelah
uap terkondensasi menjadi air, maka air tersebut akan dipompa ke boiler lagi untuk
mengulangi siklus.
26
III. METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Waktu dan tempat
Penelitian ini dilaksanakan di PT Energi Alamraya Semesta, Desa Kuta Makmue,
kecamatan Kuala, kab Nagan Raya- NAD. Penelitian akan dilaksanakan pada bulan April – Mei
2012.
3.2 Bahan dan alat
Objek yang dilakukan pengujian kinerja pada penelitian ini adalah Pembangkit Listrik
Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta yaitu boiler serta tungku pembakaran, turbin, dan
generator .Alat ukur yang dipergunakan dalam penelitian ini adalah semua alat ukur sensor yang
terpasang diruang pengendali (control room) dan alat ukur yang terpasang di lapangan. Bahan yang
dipergunakan dalam kegiatan uji kinerja ini adalah batubara, air dan udara.
3.3 Batasan sistem
Analisa efisiensi pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alam Raya Semesta
dengan bahan bakar batubara ini dibatasi hanya pada peralatan utama seperti boiler, turbin dan
generator . Peralatan pendukung tidak dihitung karena menurut pengamatan di lapangan, peralatan
pendukung tidak terlalu mempengaruhi nilai efisiensi suatu sistem PLTU. Sehingga, sub sistem yang
dihitung dalam penelitian ini adalah :
3.3.1 Sistem pembakaran pada Boiler yang dilengkapi dengan tungku bahan bakar
Untuk menghitung efisiensi suatu boiler dengan tungku pembakaran berdasarkan
perbandingan total output yang berupa steam dan total input yang berupa jumlah bahan
bakar dan udara. Proses pembakaran perlu untuk memperhatikan berbagai faktor yang
mempengaruhi efisiensi seperti :
- Jumlah steam yang dihasilkan per jam (Q) dalam Kg/jam
- Jumlah bahan bakar yang digunakan per jam (q) dalam Kg/jam
- Tekanan kerja (bar)
- Suhu air umpan (oC)
- Jenis bahan bakar dan nilai panas kotor bahan bakar (GCV) dalam KKal/Kg
bahan bakar.
- Entalpi steam jenuh dalam KKal/Kg steam
- Entalpi air umpan dalam KKal/Kg air.
- Massa udara sebenarnya yang dipasok /Kg bahan bakar (AAS)
3.3.2 Turbin dan generator
Untuk menghitung efisiensi turbin dan generator sebagai sebuah kesatuan, hal yang
harus diperhatikan adalah efisiensi yang didapatkan merupakkan total dari hasil konversi
listrik dan pemanfaatan panas dalam persen (%). Faktor –faktor yang mempengaruhi
efisiensi turbin uap dan generator adalah adalah :
- Entalpi steam pada saluran masuk turbin, h1 (Kkal/Kg)
- Entalpi steam pada ekstraksi tahap 1, h2 (Kkal/Kg)
27
- Entalpi steam pada ekstraksi tahap 2, h3(Kkal/Kg)
- Entalpi steam pada kondensor, h4(Kkal/kg)
- Entalpi steam yang masuk boiler (Kkal/Kg)
- Efisiensi boiler (%)
- Entalpi steam keluar boiler (Kkal/Kg)
- Input turbin (Kkal/Kg)
- Ouput turbin = input generator (MW)
- Output generator (MW) .
Catatan : 1 Kkal= 1.16 x 10-3 KWh3
3.4 Parameter pengukuran Parameter yang diukur dalam penelitian ini adalah :
3.4.1 Sub Sistem tungku pembakaran dan boiler Parameter yang diukur adalah konsumsi batu bara per jam (TPJ) , jumlah air
umpan (TPJ) dan jumlah steam yang dihasilkan (TPJ). Data yang dibutuhkan adalah suhu
air umpan (0C), tekanan steam (Kg/cm2 (g)), suhu steam (oC) massa udara aktual yang
dipasok (Kg/Kg bahan bakar), kebutuhan udara teoritis (Kg/Kg bahan bakar), suhu udara
yang dipasok (0C), suhu gas buang (0C), suhu ambien (0C).
3.4.2 Sub Sistem turbin uap
Parameter yang diukur adalah daya uap (MW) yang dihasilkan oleh perputaran
sudu-sudu turbin. Data yang diperlukan meliputi konsumsi steam (TPJ), tekanan steam
(bar), suhu steam (0C) dan entalpi steam (BTU/lb).
3.4.3 Sub sistem generator
Parameter yang diukur adalah jumlah daya listrik yang dihasilkan (MW). Data yang
diperlukan adalah besarnya output turbin yang berupa daya uap (MW) dan output generator
(MW).
3.5 Metode pengambilan data
3.5.1 Tahap pendahuluan
Pada tahap ini dilakukan pengelompokan sumber data yang diperlukan seperti kondisi dan
pola produksi steam pada boiler dan mengidentifikasi data-data tersebut. Setelah itu dilakukan
analisi data untuk mementukan metode pengambilan data dalam kurun waktu 2 minggu (7-20 April
2012) sampai terbentuk data yang berpola. Sehingga data tersebut dapat dievaluasi pada tahap
pemeriksaan menyeluruh.
3.5.2 Pemeriksaan menyeluruh
Setelah ditemukan metode pengambilan data, selanjutnya dilakukan pemeriksaan menyeluruh
dengan melakukan pengamatan terhadap alat ukur yang digunakan dan melakukan analisa, baik
terhadap alat yang digunakan secara kontinu maupun alat yang bersifat tidak tetap. Tahapan
selanjutnya dari pemeriksaan menyeluruh ini adalah melakukan pemeriksaan dan pencacatan atau
pengambilan data. Pengambilan data dilakukan dengan 2 (dua) cara yaitu :
1. Pengumpulan data primer
Pengumpulan data primer dilakukan dengan cara mengumpulkan dan menganalisa
data – data yang dibutuhkan untuk setiap parameter pada setiap sistem dengan
28
menggunakan berbagai alat ukur yang terdapat di lapangan. Waktu yang dibutuhkan untuk
pengamatan dan pengambilan data primer serta frekuensi pengambilan data ditentukan
setelah dilakukan tahap pendahuluan yaitu selama 2 minggu (7-20 April) dengan frekuensi
pengambilan data per jam. Data-data yang diambil yaitu :
Pengamatan dan pengukuran pada boiler uap dan data yang diambil adalah suhu
uap, tekanan uap, suhu air umpan, laju alir massa air umpan, laju alir massa
batubara. Selengkapnya data yang akan digunakan berdasarkan parameter (dalam
uraian 3.3). Secara umum, alat yang digunakan adalah peralatan pengukur daya
listrik, peralatan untuk analisa pembakaran, manometer, termometer, flowmeter,
tachometer, alat pendeteksi kebocoran dan pengukur lux serta alat yang terpasang
pada ruang kendali (control room).
2. Pengumpulan data sekunder
Data sekunder merupakan data penunjang lainnya yang diperoleh dari pihak instansi
termasuk data yang tidak dapat diukur di ruang pengendali (control room) seperti data
komposisi batubara yang telah diuji di laboratorium oleh pihak instansi.
3.6 Pengolahan data dan analisis
Uji kinerja yang dilakukan pada boiler di pembangkit listrik tenaga uap ini dilakukan pada
setiap tahapan yang telah ditentukan. Semua perhitungan akhir energi dikonversikan ke dalam
satuan energi yang sama.
1. Energi bahan bakar batubara
Energi bahan bakar batubara dalam proses produksi uap untuk menghasilkan listrik
dapat dihitung dengan persamaan berikut :
EB=MB * LHV
Dimana :
EB = energi batubara (KJ/jam)
MB = laju aliran massa batubara (lb/jam)
LHV = Low Heating Value batubara (KJ/lb)
Pada perhitungan energi bahan bakar batubara, satuan yang digunakan untuk laju aliran
massa adalah lb/jam dikarenakan nilai LHV yang diperoleh memiliki satuan KJ/lb.
2. Energi oksigen yang terkandung dalam udara
Kebutuhan energi oksigen yang terkandung dalam udara pada proses pembakaran dapat
dihitung dengan persamaan berikut :
Eudara = Mudara *
Dimana :
Eudara = Energi udara (KJ/jam)
Mudara = laju aliran massa oksigen yang terkandung dalam udara secara teoritis (Kg.mol/jam)
Cpu = Panas jenis udara (KJ/Kg.mol) T1 = Suhu reference (298 oK)
T2 = Suhu udara (oK)
29
Nilai panas jenis udara merupakan fungsi integral terhadap suhu, nilai Cp dapat dihitung
dengan menggunakan tabel Heat Capacity for Inorganic Compounds and Elements .
3. Energi air umpan boiler
Kebutuhan energi air umpan boiler dalam proses produksi steam dapat dihitung dalam
persamaan berikut :
Eair = Mair *
Dimana :
Eair = energi air umpan ketel (KJ/jam)
Cpa = panas jenis air umpan ketel (KJ/Kg.mol)
T1 = suhu reference (298 oK)
T2 = suhu air umpan ketel (oK)
Nilai panas jenis air umpan boiler merupakan fungsi integral terhadap suhu, nilai Cp
dapat dihitung dengan menggunakan tabel Heat Capacity for Inorganic Compounds and
Elements .
4. Energi uap
Energi uap yang dihasilkan dapat dihitung dengan persamaan berikut :
Es = Ms * h
Dimana :
Es = Energi uap (KJ/jam)
Ms = laju aliran massa uap (Kg/jam)
h = Entalpi uap pada tekanan dan suhu tertentu (KJ/Kg)
5. Efisiensi penggunaan energi
Efisiensi penggunaan energi dalam proses produksi uap panas (steam) adalah sebagai
berikut :
a. Efisiensi rill
Efisiensi rill yaitu perbandingan antara jumlah energi berguna dengan jumlah energi
input. Energi rill dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :
= (Eberguna / Ein ) x 100 % Dimana :
= efisiensi rill (%)
Eberguna = Energi berguna (KJ/jam) Ein = Energi input (KJ/jam)
b. Efisiensi teknis
Efisiensi teknis yaitu perbandingan efisiensi terukur ( dengan efisiensi alat/mesin terpasang. Efisiensi teknis dapat dihitung dengan persamaan sebagai
berikut :
/ ) x 100 %
Dimana :
= Efisiensi teknis (%)
= Efisiensi alat / mesin menurut spesifikasi (%)
= Efisiensi rill (%) 30
Setelah itu dilakukan perhitungan untuk mengetahui tingkat efisiensi boiler berdasarkan
tingkat kehilangan (losses) panas dalam boiler. Terdapat beberapa tahapan proses yaitu :
Tahap 1. Menghitung kebutuhan udara teoritis
=[(11,43 x C)+{34,5 x (H2-02/8)}+(4,32 x S)]/100 Kg/Kg bahan bakar
Tahap 2. Menghitung persen kelebihan udara yang dipasok (EA)
=persen O2 x 100/(21-persen O2)
Tahap 3. Menghitung massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS)
={1 + EA/100} x udara teoritis
Tahap 4. Menghitung seluruh kehilangan panas
i. Persentase kehilangan panas yang diakibatkan oleh gas buang yang kering
= (m x Cp x (Tf-Ta) x 100) / (CGV bahan bakar )
Dimana : m = massa gas buang kering dalam Kg/Kg bahan bakar
m = (massa hasil pembakaran kering / Kg bahan bakar) +
(massa N2 dalam massa udara pasokan yang sebenarnya).
Cp = Panas jenis gas buang (0.23 kkal/kg)
ii. Persen kehilangan panas karena penguapan air yang terbentuk karena adanya H2
dalam bahan bakar
=[9 x H2 {584+Cp(Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : H2 = Persen H2 dalam 1 Kg bahan bakar
Cp = panas jenis superheated steam (0,45 Kkal/Kg)
iii. Persen kehilangan panas karena penguapan kadar air dalam bahan bakar
=[M {584 + Cp (Tf-Ta)} x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : M = persen kadar air dalam 1 Kg bahan bakar
Cp = panas jenis steam lewat jenuh / superheated steam (0.45
Kkal/Kg)
iv. Persen kehilangan panas karena kadar air dalam udara
= [AAS x faktor kelembaban x Cp (Tf-Ta) x 100] / GCV bahan bakar
Dimana : Cp = panas jenis steam lewat jenuh / superheated steam (0.45
Kkal/Kg)
v. Persen kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu
terbang / fly ash
= [Total abu terkumpul / Kg bahan bakar yang terbakar x GCV abu terbang x
100] / GCV bahan bakar
31
x 100%
vi. Persen kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu
bawah / bottom ash
= [Total abu terkumpul per Kg bahan bakar terbakar x GCV abu bawah x 100]
/ GCV bahan bakar
vii. Persen kehilangan panas karena radiasi
Tahap 5. Menghitung efisiensi boiler (%) dan rasio penguapan boiler
Efisiensi boiler (n) = 100 – (i + ii + iii + iv + v + vi + vii)
Rasio penguapan = panas yang digunakan untuk pembangkitan steam / panas yang
ditambahkan ke steam.
Tahap 6. Menghitung efisiensi turbin uap (%)
Efisiensi total =
Dimana : Output turbin = energi panas yang digunakan turbin (Kkal/jam)
Input turbin = energi panas yang dibutuhkan turbin (Kkal/jam)
Tahap 7. Menghitung efisiensi generator
Terdapat beberapa metode yang dapat digunakan dalam menentukan efisiensi
generator. Metode yang dipilih tergantung pada kondisi dan data yang tersedia di
lapangan. Beberapa jenis metode tersebut adalah :
= ( output generator / input generator ) x 100 %
Dimana :
Input generator = output turbin (Watt) = tekanan (N/m2) x debit uap (m3/s)
Output generator = daya listrik yang dihasilkan (Watt)
= ( output generator / input generator ) x 100 %
Dimana :
Input generator (Watt) = Torsi (N m) x (rad/s)
Output generator (Watt)= daya listrik yang dihasilkan
32
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Energi Alamraya Semesta adalah PLTU yang
menggunakan batubara sebagai bahan bakar. Batubara yang digunakan adalah batubara jenis
bituminus dengan kalori 3575 cal/g dengan kadar air 43.15%.
Siklus dasar yang digunakan pada PLTU adalah siklus Rankine, dengan komponen utama
boiler, turbin uap dan generator. Pada siklus Rankine dapat dilihat terjadi proses pemanasan air pada
garis saturated yaitu titik 1-2. Lalu air dipanaskan hingga menjadi uap jenuh dan terus dipanaskan
hingga menjadi uap kering 2-3. Setelah menjadi uap kering, uap akan masuk ke turbin dan terjadi
penurunan temperatur pada entropi yang sama (3-4). Lalu uap akan didinginkan, pada proses ini
terjadi pelepasan energi ke lingkungan (4-1).
Gambar 29. Siklus Rankine pada PLTU Energi Alamraya Semesta
Air yang berasal dari air sungai diproses dalam demineralisasi plant yang berfungsi
mengurangi kadar ion hingga mencapai kadar ion dengan konduktivitas 0.2 μv/cm. Air ini ditampung
dalam demin plant dan sebuah stand by yaitu reserved feed water tank dimana sewaktu-waktu air siap
disirkulasi ke sistem.
Air ini masuk ke kondensor bercampur dengan uap jenuh yang telah di spray dan telah
menjadi air kondensat pada suhu 40 0C kemudian air dilewatkan dalam daerator , dimana air diberikan
uap panas agar gas oksigen terpisah dan dapat terbuang. Daerator juga memanaskan air hingga 80 0C.
Kemudian air dipompa oleh boiler feed pump ke economizer. Pada economizer terjadi pemanasan tiga
tingkat yaitu tingkatan pertama air mengalami kenaikan suhu sampai 171 0C kemudian 253
0C dan
269 0C. Pemanasan air di economizer memanfaatkan gas hasil pembakaran yang bertemperatur tinggi.
Lalu air dimasukkan ke dalam steam drum. Pada beban 10 MW, turbin membutuhkan uap dengan
flow 57 ton/jam. Karena uap yang terbentuk masih berupa uap jenuh maka uap dipanaskan lagi ke
superheater agar menjadi uap kering dengan suhu 450 0C dan tekanan 53.7 bar yang siap digunakan
untuk memutar turbin.
Uap kering diekspansikan ke high pressure turbine, untuk mengatur putaran pada HP turbine,
terdapat valve yaitu governor yang mengatur pendistribusian uap. kecepatan putar turbin adalah 3000
rpm, jika beban naik maka jumlah steam yang dibutuhkan oleh turbin juga akan meningkat untuk
menjaga putaran. Setelah memutar turbin HP, uap diekspansikan lagi di intermediate pressure turbine
dan kemudian langsung masuk ke low pressure turbine tanpa adanya pemanasan ulang (reheat). Pada
sistem turbin PLTU Energi Alamraya Semesta terdapat 2 sistem ekstraksi yaitu ekstraksi 1 yang
terjadi setelah uap memutar turbin HP dan ektraksi 2 yang terjadi setelah uap memutar turbin IP. 33
Ektraksi 1 seharusnya dimanfaatkan untuk industri, namun karena tidak terdapat industri di PT.
Energi Alamraya Semesta maka ekstraksi 1 ditutup, yang dipergunakan hanya ekstraksi 2 saja yang
digunakan sebagai pemanas air preheater dengan menggunakan 7.5 ton/jam steam dan pemanas
daerator dengan menggunakan 26 ton/jam steam. Sedangkan setelah memutar turbin LP uap langsung
masuk ke kondensor dan terkondensasi menjadi air. Uap yang terkondensasikan menjadi air adalah
22.72 ton/jam steam.
Gambar 30. Dearator di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta
Gambar 31. PLTU Energi Alamraya Semesta
34
Gambar 32. Sistem boiler di PLTU Energi Alamraya Semesta
Gambar 33. Sistem turbin pada PLTU Energi Alamraya Semesta
HP turbine, IP Turbine dan LP Turbine dikopel pada satu poros untuk memutar generator
yang menghasilkan listrik. Berdasarkan spesifikasi, daya yang dihasilkan oleh PLTU Energi Alamraya
35
Semesta adalah 15 MW, tetapi dikarenakan alasan umur ekonomis mesin, daya maksimal yang
dibangkitkan hanya 11 MW.
Komponen utama pada PLTU Energi Alamraya Semesta adalah boiler dengan ruang bakar
tipe travelling grate, turbin uap, dan generator.
4.1 Tungku pembakaran dan boiler
Boiler merupakan peralatan utama yang diperlukan dalam proses konversi energi panas
pembakaran bahan bakar menjadi energi kinetis uap. Pada PLTU Energi alamraya Semesta tipe boiler
yang digunakan adalah Water pipe boiler wth traveling grate dengan tipe tungku pembakaran adalah
spreaderstoker yang mempunyai tekanan maksimum steam yang dihasilkan 60 bar dan temperature
maksimum steam 4800C.
Batubara diumpankan ke ujung grate baja yang bergerak. Ketika grate bergerak sepanjang
tungku, batubara terbakar sebelum jatuh pada ujung sebagai abu. Diperlukan tingkat keterampilan
tertentu, terutama dalam menyetel rate dan damper udara untuk menjamin pembakaran yang bersih
serta menghasilkan seminimal mungkin jumlah karbon yang tidak terbakar dalam abu. Hopper umpan
batubara memanjang di sepanjang seluruh ujung umpan batubara pada tungku. Sebuah grate batubara
digunakan untuk mengendalikan kecapatan batubara yang diumpankan ke tungku dengan
mengendalikan ketebalan bed bahan bakar. Ukuran batubara harus seragam sebab bongkahan yang
besar tidak akan terbakar sempurna pada waktu mencapai ujung grate.
Boiler terdiri dari kumpulan pipa-pipa yang berjejer secara vertikal membentuk dinding yang
berfungsi sebagai tempat penguapan air. Pipa-pipa ini dipanaskan oleh boiler dimana panas yang
diberikan merupakan hasil dari pembakaran bahan bakar batubara dan udara pembakaran.
Gambar 34. Boiler di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta
Dalam menjalankan tugasnya, boiler ditunjang oleh komponen-komponen sebagai berikut :
a. Ruang bakar (furnace) adalah bagian dari boiler yang dindingnya terdiri dari pipa-pipa air,
sedangkan pada sisi bagian depan terdapat sembilan buah burner yang letaknyaterdiri dari tiga
36
tingkat tersusun mendatar yang berfungsi untuk pembakaran. Pembakaran residu ini disertai
dengan aliran udara panas, sedangkan gas bakar panas yang keluar dari ruang bakar dipakai
untuk memanaskan air pre heater dan selanjutnya disalurkan ke cerobong untuk dibuang.
b. Dinding pipa(WaterTubes) merupakan dinding yang berada dalam ruang bakar yang berfungsi
sebagai tempat penguapan air, dinding ini berupa pipa-pipa berisi air yang berjajar vertikal.
c. Steam drum adalah suatu alat pada boiler yang berfungsi sebagai tempat penampungan uap hasil
dari proses penguapan di dalam boiler.
d. Super heater adalah suatu alat yang digunakan untuk memanaskan lebih lanjut steam dari boiler
sehingga menjadi uap kering. Pemanas untuk superheater diambil dari panas gas buang hasil
pembakaran di ruang bakar (furnace).
e. Ekonomizer berfungsi menyerap panas dari flue gas sehingga air dalam ekonomizer lebih panas.
Flue gas adalah gas panas yang keluar dari ruang bakar (furnace) dan masih mengandung banyak
kalori, maka diusahakan untuk mengeluarkan kalori dari flue gas. Panas yang diserap ini
diperlukan untuk meningkatkan efisiensi ketel dan juga agar tidak terjadi perbedaan suhu yang
terlalu besar di dalam boiler yang dapat mengakibatkkan keretakan pada dinding boiler.
f. Air preheater atau yang disebut dengan pemanas udara awal berfungsi untuk memanaskan udara
pembakaran dari forced draft fan (FD Fan) yang dilewatkan melalui steam coil heater sebelum
masuk ke boiler.
g. Steam coil Air Heater terletak antara air preheater dengan forced draft fan dimana alat ini
berfungsi sebagai penguat panas udara awal sebelum udara masuk ke air pre heater dan menjaga
temperatur gas panas sebelum keluar dari cerobong.
h. Soot Blower berfungsi untuk menyemprotkan uap kedalam ruang bakar sehingga membersihkan
heat recovery area, antara lain economizer, superheater, dan lainnya saat beroperasi.
i. Cerobong (Stack) berfungsi untuk menyalurkan gas buang hasil pembakaran diruang bakar untuk
dilepaskan ke atmosfir.
Gambar 35. Boiler dengan ruang bakar tipe travelling grate
37
(x10 ) (x10 )
Dari hasil pengamatan dan perhitungan, diperoleh persentase kehilangan panas yang
diakibatkan oleh gas cerobong yang kering sebesar 3.68%, kehilangan panas karena penguapan air
yang terbentuk karena H2 dalam bahan bakar sebesar 5.435%, kehilangan panas karena penguapan
kadar air dalam bahan bakar 0.121%, kehilangan panas karena adanya radiasi sebesar 2% dan
kehilangan panas yang diakibatkan oleh kehilangan panas karena kadar air dalam udara dan
kehilangan lain yang tidak terhitung sebesar 4.764%. Berdasarkan besarnya kehilangan panas,
diperoleh efisiensi boiler sebesar 84%. Sedangkan efisiensi pembakaran berdasarkan penggunaan
energi input yang berupa batubara, gas buang turbin, dan air umpan serta energi output yang berupa
steam, diperoleh efisiensi sebesar 75 %. Hal ini terbukti berdasarkan data dilapangan yang
menggunakan 12 ton batubara dengan kadar air 43%. Jika kandungan kadar air dapat diturunkan,
maka penggunaan batubara adalah 6.2 ton per jam.
Tabel 1. Neraca energi pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam)
Tanggal
batubara 8
Energi input
udara 6
Total input
(x108)
output
(steam) 8
Efisiensi
7 1.91 2.45 3.86 2.32 1.43 61.63%
8 2.08 2.44 3.72 2.47 1.83 74.08%
9 2.11 2.38 3.12 2.44 1.84 75.40%
10 2.09 2.50 3.33 2.44 1.86 76.22%
11 2.12 2.56 3.18 2.46 1.85 75.20%
12 2.19 2.34 3.20 2.53 1.85 73.12%
13 2.12 2.24 3.98 2.54 1.92 75.59%
14 2.18 2.45 3.33 2.53 1.89 74.70%
15 2.19 2.41 3.16 2.53 1.98 78.26%
16 2.15 2.28 3.21 2.49 1.87 75.10%
17 2.15 2.46 3.45 2.51 1.89 75.29%
18 2.19 2.37 3.96 2.60 1.93 74.23%
19 2.24 2.52 3.28 2.59 1.88 72.58%
20 2.19 2.47 3.29 2.54 1.91 75.19%
38
konsumsien
ergi(x10
8)KJ/jam
3
2,5
2
1,5 Input
1 Output
0,5
0
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tanggal
Gambar 36. Grafik energi input dan output pada sub sistem pembakaran (boiler) (KJ/jam) Konsumsi batubara dan beban yang dihasilkan dalam kurun waktu (7-20 April) dapat dilihat
dalam kurva efisiensi berikut ini.
14 12 10 8 6 4
Load (MW)
Batubara (ton/h)
Efisiensi
2 0
Tanggal (7‐20 April)
Gambar 37. Grafik efisiensi dengan hubungan pemakaian batubara dan beban yang dihasilkan Jika dibandingkan dengan hasil penelitian efisiensi energi untuk Combustion Chamber PT.
PUPUK KUJANG yang dilakukan oleh Hera Pratiwi (2008) dengan menggunakan gas alam sebagai
bahan bakar di dapatkan nilai efisiensi sebesar 85.1 % sedangkan pada PLTU Energi Alamraya
Semesta diperoleh efisiensi boiler sebesar 84 %.
39
4.2 Turbin
Turbin uap menghasilkan putaran karena adanya aliran uap yang tetap yang masuk ke nozzle
dan ditekan dengan tekanan rendah. Uap tersebut masuk steam jet, disini kecepatan uap dinaikkan,
sebagian dari energi kinetik dari uap tersebut dikirim ke sudu-sudu turbin yang mengakibatkan
terdorongnya sudu-sudu turbin untuk berputar. Kecepatan putar pada PLTU EAS adalah 3000 rpm,
semakin tinggi beban konsumen, maka kebutuhan uap untuk mempertahankan putaran turbin akan
semakin besar.
Besar dan kecilnya beban sangat berpengaruh sekali terhadap uap yang akan dihasilkan, bila
beban cukup tinggi, maka jumlah uap yang dibutuhkan juga besar dan sebaliknya. Pengaturan jumlah
uap yang masuk ke dalam turbin ini dilakukan oleh control valve yang bekerja secara otomatis. Turbin
uap pada PLTU Energi Alamraya Semesta mempunyai 3 tingkatan :
1. Turbin Tekanan Tinggi (High Pressure Turbine)
2. Turbin Tekanan Menengah (Intermediate Pressure Turbine)
3. Turbin Tekanan Rendah (Low Pressure Turbine)
Gambar 38. Turbin uap di PLTU PT. Energi Alamraya Semesta
Prinsip kerja dari turbin uap adalah uap kering dari super heater yang mempunyai temperature
dan tekanan tinggi yang dialirkan ke turbin tekanan tinggi. Di dalam turbin ini terdapat sudu-sudu
tetap dan sudu-sudu gerak yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga akan dapat
mengekspansikan uap. Energi uap yang diterima oleh sudu-sudu turbin digunakan untuk
menggerakkan poros turbin. Disini terjadi perubahan energi, maka temperatur uap akan turun. Setelah
itu uap masuk ke intermediate pressure turbine dan akan menggerakkan sudu-sudu intermediate
pressure turbin dan low pressure turbine, sehingga dari gerakan sudu-sudu ini akan memperkuat
gerakan poros turbin. Setelah memutar turbin HP uap diekstraksikan (tahap 2), tetapi uap hasil
ekstraksi tidak terpakai karena dikhususkan untuk industri sedangkan PLTU Energi Alamraya
40
Daya(MW)
Semesta tidak memiliki industri. Setelah memutar turbin IP terjadi ekstraksi tahap 2 yang digunakan
untuk memanaskan pre heater dan daerator , terakhir setelah memutar turbin LP uap
terkondensasikan di dalam kondensor. Pada beban 10 MW yang membutuhkan 57 ton steam untuk
menjaga putaran turbin pada 3000 rpm, 7.5 ton di supply ke pre heater, 26 ton ke daerator dan 22.72
ton terkondensasi menjadi air yang akan di supply kembali ke boiler.
Tabel 2. Neraca energi pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 (BTU/jam)
Tanggal Flow steam (lb/jam)
Daya input Daya output
MW MW
Efisiensi
7 91 986.74 9.54 7.05 73.89%
8 117 786.34 12.21 9.42 77.14%
9 118 400.88 12.28 9.39 76.46%
10 119 658.59 12.41 9.42 75.90%
11 118 740.08 12.31 9.37 76.11%
12 119 207.04 12.36 9.75 78.88%
13 123 196.03 12.77 9.36 73.29%
14 121 682.81 12.62 9.68 76.70%
15 127 330.39 13.20 9.77 74.01%
16 120 308.37 12.47 9.45 75.78%
17 121 328.19 12.58 9.52 75.67%
18 123 878.85 12.84 9.70 75.54%
19 120 960.35 12.54 9.98 79.58%
20 122 991.18 12.75 9.72 76.23%
14
12
10
8
6
4
Input
Output
2
0
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tanggal
Gambar 39. Grafik energi input dan output pada sub sistem turbin BBC-BD2EEQ2e38 (BTU/jam)
41
Setelah dilakukan perhitungan berdasarkan kondisi di lapangan maka diperoleh efisiensi
konversi energi di turbin sebesar 74 %. Dengan menggunakan entalpy steam yang masuk ke boiler
(h3) dan membandingkan dengan keadaan adiabatis sistem berdasarkan siklus Rankine, diperoleh
efisiensi sebesar 76% . Sedangkan efisiensi pemanfaatan energi di turbin hanya 30 %, artinya hanya
30% energi panas steam yang digunakan untuk memproduksi listrik, selebihnya steam terkondensasi
kembali menjadi air. Dimana sebesar 7.84% atau 1 MW merupakan daya yang hilang setelah overhaul
dan 13.72% merupakan energi lain yang hilang karena penyesuaian beban dengan PLN, dan seal
bearing (balancing box) serta dipengaruhi oleh umur ekonomis mesin. 4.3 Generator
Generator berfungsi untuk mengkonversi energi mekanik (energi poros) dan turbin menjadi
energi listrik dengan menyatukan poros generator dan poros turbin dengan cara di kopel. Poros turbin
dihubungkan dengan poros generator menggunakan kopling tetap. Dari generator terjadi perubahan
energi , dari energi mekanis menjadi energi listrik.
Pada PLTU Energi Alamraya Semesta generator yang digunakan adalah TDG 155/185/72-5
dengan putaran 3000 rpm. Berdasarkan perhitungan, diperoleh nilai efisiensi untuk generator sebesar
86.03%. Generator arus bolak-balik pada prinsipnya terdiri atas 2 bagian utama, yaitu :
a. Rotor adalah bagian generator yang berputar. Pada rotor terdapat kumparan konduktor sebagai
pembangkit medan magnet utama. Medan magnet ini timbul karena adanya arus yang mengalir
pada kumparan rotor yang diperoleh dan exciter. Jika rotor berputar, maka medan magnet akan
memotong kumparan jangka stator, sehingga timbul gaya gerak listrik (GGL), yang kemudian
disalurkan ke terminal generator.
b. Stator adalah bagian dari generator yang tidak bergerak (statis). Pada stator generator terdapat
peralatan-peralatan sebagai berikut :
‐ Rumah generator berfungsi untuk melindungi komponen yang ada di dalamnya, juga
berfungsi sebagai tempat melekatnya inti dan belitan, konduktor serta terminal dari
generator itu sendiri.
‐ Resistance temperature detector, temperatur belitan stator diukur untuk kumparan
pengukur sebanyak 12 buah, yang terpasang antara bagian atas dan bagian bawah dan
belitan bagian dalam. Tahanan pengukur suhu dibuat dan bahan tembaga murni.
‐ Sistem ventilasi terdapat pada stator dan berbentuk multiradial, sehingga di dapatkan
suatu pendingin temperatur axial yang rata. Untuk tujuan yang sama, rotor di dinginkan
melalui lubang angin yang berbentuk radial dilengkapi dengan celah-celah ventilasi di
dalam gerigi rotor dan letaknya dibawah alur.
‐ Spane heater berfungsi untuk mencegah pengembunan dan kelembaban selama
pemakaian mesin berhenti untuk jangka waktu lama.
42
Gambar 40. Generator PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta
Tabel 3. Neraca energi pada sub sistem generator BBC TDG 155/185/72-5 (MW) April 2012
Tanggal Daya input Kec. Putar (Rpm) / daya
Daya output
(Load) Efisiensi
7 2424 / 8.24 MW 7.05 85.24 %
8 3007 / 11.06 MW 9.42 85.17 %
9 3007 / 11.06 MW 9.39 84.90 %
10 3007 / 11.06 MW 9.42 85.17 %
11 3007 / 11.06 MW 9.37 84.71 %
12 3006 / 11.06 MW 9.75 88.15 %
13 3007 / 11.06 MW 9.36 84.62 %
14 3009 / 11.07 MW 9.68 87.44 %
15 3009 / 11.07 MW 9.77 88.25 %
16 3008 / 11.07 MW 9.45 85.36 %
17 3008 / 11.07 MW 9.52 85.99 %
18 3008 / 11.07 MW 9.70 87.62 %
19 3007 / 11.06 MW 9.98 90.23 %
20 3006 / 11.06 MW 9.72 87.88 % Sistem kerja generator yang beroperasi di PT. Energi Alamraya Semesta adalah
menggunakan energi putar poros yang diteruskan oleh turbin sehingga menghasilkan daya serta sistem
yang digunakan adalah base load yaitu beban generator disesuaikan dengan kebutuhan konsumen /
sinkron dengan PLN.
Kebutuhan energi input dan jumlah energi output yang dihasilkan oleh generator seperti yang
terlihat pada tabel 3 dapat disajikan dalam bentuk grafik seperti yang terlihat pada gambar dibawah
ini.
43
Pow
er(M
W)
12
10
8
6 Input
4 Output
2
0
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tanggal
Gambar 41. Hubungan antara daya input (MW) dengan daya listrik (MW) yang dihasilkan
Efisiensi generator dipengaruhi oleh beban pemakaian konsumen dan peran operator dalam
menangani proses saat terjadinya penurunan dan kenaikan beban konsumen maupun jika terjadi
gangguan. Berdasarkan hasil perhitungan menurut kondisi di lapangan, kinerja generator di Energi
Alamraya Semesta telah cukup baik. 4.4 Condenser
Condenser merupakan salah-satu komponen utama dari PLTU yang berfungsi untuk
mengkondensasikan uap keluaran turbin menjadi air dengan pendinginan. Agar proses kondensasi
tersebut efisien, maka tekanan di condenser harus rendah (divakumkan). Kevakuman pada condenser
di dapatkan dengan cara menghisap ruang condenser dengan Steam Jet Air Ejector. Kondensasian
disebut air kondensat (condensate water). Air kondensat masih mengandung sedikit O2. Air
ditampung di hotwell dan dialirkan kembali ke siklusnya. Udara dan gas-gas yang terkondensasikan
dikeluarkan oleh steam jet air ejector. Hal ini dilakukan sebab ada kemungkinan ada udara yang
terbawa.
Gambar 42. Sistem kondensasi PLTU di PT. Energi Alamraya Semesta
44
4.5 Peralatan Penunjang
Peralatan penunjang merupakan peralatan yang digunakan untuk menunjang aktivitas atau
operasional PLTU Energi Alamraya Semesta.
Peralatan penunjang yang digunakan pada PLTU Energi Alamraya Semesta adalah :
a. Condensate Pump
Berfungsi sebagai pemompa air kondensat untuk diproses di low pressure heater.
Tersedia 1 unit condensate pump yang digunakan pada PLTU Energi Alamraya Semesta
dengan kapasitas 53 m3/jam dan daya yang dibutuhkan untuk masing-masing unit adalah
15 KW.
b. Circulating Water Pump (CWP)
Berfungsi untuk memompa air masuk ke condenser sebagai arus pendingin, tersedia 1
unit dengan daya yang dibutuhkan sebesar 90 KW dengan menggunakan 1 unit ejection
water pump yang membutuhkan daya sebesar 18.5 KW.
c. Make Up Water Tank
Berfungsi sebagai tempat untuk menampung air yang dihasilkan oleh water treatment
equipment. Make up water transfer pump membutuhkan daya sebesar 30 KW serta
memiliki fungsi untuk memompa air dan make up water tank ke kondenser sebagai air
penambah.
d. Boiler Feed Pump (BFP)
Berfungsi untuk memompa air dari daerator menuju boiler dengan pressure 57 bar,
membutuhkan daya sebesar 15 kW dan 1 unit spray raw water pump yang membutuhkan
daya 22 KW.
e. Vacuum Pump
Berfungsi untuk mengeluarkan udara yang terjebak di dalam air pendingin kondensor,
sehingga sistem pendingin dalam kondensor menjadi sempurna. Daya yang dibutuhkan
18.5 KW
f. Steam jet Air Ejector
Berfungsi untuk mempertahankan kondisi vakum tekanan uap dalam kondensor.
g. Economizer
Berfungsi untuk memanaskan air pengisi boiler yang lewat di dalamnya.
h. Daerator
Berfungsi untuk memanaskan air pengisi boiler dan untuk menghilangkan udara yang
terkandung didalam air.
45
i. Main Stop Valve
Berfungsi untuk membuka dan menutup uap yang masuk ke dalam turbin dan dilengkapi
dengan bypass main stop valve.
j. High Pressure heater (HP Heater)
Berfungsi untuk memanaskan air pengisi boiler yang dilewatkan ke dalamnya. Panas
tersebut berasal dari uap ekstraksi pertama dan kedua.
k. FD Fan
Berfungsi untuk mensupply udara guna proses pembakaran bahan bakar dan mendorong
flue gas keluar dari ruang bakar (burner) dan ditempatan pada lubang-lubang udara ke
pemanas awal udara sehingga keseluruhan sistem sampai lubang masuk cerobong berada
pada tekanan positif. IDF=315 KW, PAF=250 KW, SAF=160 KW
l. Cooling Tower
Berfungsi untuk mendinginkan uap dan turbin yang telah dikondensasi dari condenser.
Pompa membutuhkan daya 2x160 KW
m. Oil pump
Berfungsi untuk lubricating oil dan oil vapor extractor dengan membutuhkan daya
masing-masing 40 KW dan 0.48 KW.
Besarnya daya yang digunakan dalam pengoperasian komponen penunjang adalah 1.3 MW,
sehingga besarnya beban yang di distribusikan ke konsumen adalah selisih dari total daya yang
dihasilkan dengan total daya yang digunakan dalam pengoperasian (pemakaian sendiri).
Besarnya net efficiency berdasarkan total penggunaan pembangkit, contoh kasus pada beban 10
MW adalah 87%. Daya sebesar 8.7 MW merupakan daya total yang dijual ke PLN dengan harga jual
Rp. 700 ,- per KWh.
46
V. KESIMPULAN DAN SARAN
Kesimpulan yang dapat diambil dari hasil penelitian ini adalah sebagai berikut :
1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) di PT. Energi Alamraya Semesta merupakan PLTU
dengan produksi listrik maksimal 10 MW, sebesar 1.3 MW adalah listrik yang digunakan
untuk operasional PLTU sedangkan sisanya dijual ke PLN untuk di distribusikan ke
masyarakat pengguna (konsumen). Sub sistem atau komponen utama PLTU ini adalah boiler
tipe traveling grate, turbin 3 tingkat (high pressure, intermediate pressure dan low pressure),
dan generator.
2. Bentuk energi yang digunakan pada proses produksi listrik adalah energi uap yang bersumber
dari energi bahan bakar berupa batubara jenis bituminus dengan nilai GCV 3575 cal/g, energi
panas hasil ekstraksi turbin, dan energi air umpan ketel (boiler). Pengoperasian boiler ini pada
beban 10 MW membutuhkan steam 53 ton / jam dengan pressure 53.7 bar dan temperature
445OC.
3. Untuk memproduksi listrik 10 MW per jam, dibutuhkan 11.19 ton batubara, tetapi dalam
kondisi aktual batubara yang di supply sebanyak 12 ton per jam pada kadar air 43%. Jika kadar
air dalam batubara menurun sampai kadar air 15-20 %, hanya dibutuhkan 6.20 ton batubara per
jam.
4. Pembakaran pada ruang bakar tidak sempurna. Hal ini timbul dari kekurangan udara udara atau
kelebihan bahan bakar dan pendistribusian bahan bakar yang kurang efektif. Hal ini dapat
terlihat dari warna asap yang bewarna kecoklatan.
5. Rata-rata efisiensi kerja turbin uap selama bulan April 2012 adalah 79.58 %, untuk efisiensi
kontruksi boiler adalah 84% yang mendekati efisiensi spesifikasi 86%, sedangkan untuk
tungku atau ruang bakar dengan output steam diperoleh efisiensi sebesar 75% dan untuk
efisiensi generator diperoleh sebesar 86 %.
6. Secara keseluruhan diperoleh efisiensi total pemanfaatan energi (steam) untuk PLTU Energi
Alamraya Semesta adalah 18%. Hal ini terjadi karena energi (steam) yang dihasilkan hanya
digunakan untuk memproduksi listrik saja, karena tidak ada industri yang memanfaatkan steam
sehingga steam terkondensasikan kembali menjadi air.
Saran yang dapat diberikan berdasarkan kondisi di lapangan adalah :
1. Sistem pembakaran harus diperbaiki untuk meningkatkan efisiensi pembakaran sehingga dapat
mengurangi penggunaan bahan bakar.
2. Pemanfaatan panas buang cerobong untuk pengeringan dan pemanasan awal batubara sehingga
dapat meningkatkan nilai pembakaran / Gross Calorific Value (GCV) serta dapat mengurangi
pemakaian batubara.
3. Melakukan analisis ultimate terhadap batubara sebelum di distribusikan ke ruang bakar oleh
coal feeder.
4. Memindahkan ekstraksi 1 ke ekstraksi 2 untuk memudahkan pengontrolan jumlah steam yang
masuk ke preheater dan ke daerator.
5. Membuka valve PAF (primary fan) sebesar 40 % dan untuk SAF 26 % pada pembakaran 12
ton batubara / jam. karena perbandingan PAF dan SAF untuk pembakaran ideal adalah 60 : 40.
(lampiran 3).
6. Menggunakan oxigen analyzer untuk mengontrol kandungan oksigen di ruang bakar sehingga
dapat mencapai pembakaran yang ideal.
47
7. Menggunakan reheater untuk meningkatkan kembali temperature steam yang akan masuk ke
intermediate turbine sehingga dapat meningkatkan efisiensi karena menaikkan suhu pada uap
hasil ektraksi.
48
DAFTAR PUSTAKA
Agriculture and Agri-Food. 2001. Heat recovery for Canadian food and beverage industries, Canada
Alamanda, Deni. 2000. Menekan kerusakan lingkungan PLTU Batu bara. Majalah Patra Propen-
Pertamina. Jakarta.
Arismunandar, Wiranto. 2004. Penggerak Mula Turbin. ITB. Bandung.
Book 2, 2004. Bureau of Energy Efficiency. Energy Efficiency in Thermal Utilities.
Cengel, Yunus A., dkk. 2002. Thermodynamic Fourth Edition. McGraw-Hill.
CIBO. 1997. Energy Efficiency Handbook. Council of Industrial Boiler Owners. Burke.
Djokosetyardjo. M.J. 1987. Ketel Uap. PT.Pradnya Paramita. Jakarta.
Hartono, Adhi. 2011. Cara kerja PLTU „INDOBANGUN PROJECT� .http://www. Cara kerja PLTU
„INDOBANGUN PROJECT�.html. [2 April 2012]
http://www.engineeringtoolbox.com [Senin, 2 April 2012]
http://www.scribd.com/doc/35222816/Efisiensi-Boiler-CRM [Senin, 2 April 2012]
http://imambudiraharjo.wordpress.com/2009/03/06/teknologi-pembakaran-pada-pltu-batubara/ [Rabu,
4 April 2012] http://digilib.petra.ac.id/viewer.php?page=21&submit.x=28&submit.y=11&submit=next&qual=low&
submitval=next&fname=%2Fjiunkpe%2Fs1%2Felkt%2F2003%2Fjiunkpe-ns-s1-2003-23498028-
5268-pltu-chapter2.pdf [Rabu, 4 April 2012]
http://www.energyefficiencyasia.org [Rabu, 4 April 2012]
Jackson, J. James. 1980. Steam Boiler Operation. Prentice-Hall Inc., New Jersey.
Kadir, Abdul. 1995. Energi. UI- Press. Jakarta.
Kern, Q. Donald. 1965. Process Heat Transfer. The McGraw-Hill Book Company, Inc. Singapore.
Kulshrestha, S. K. 1989. Termodinamika Terpakai, Teknik Uap dan Panas. UI-Press. Jakarta.
Kosan Idemitsu. 2003. Material Presentasi. Co., Ltd. Japan.
Perry. 1984. Perry’s Chemical Engineers’Handbook sixth Edition. McGraw-Hill International
Edition. Kosaido Printing Co.,Ltd. Japan
Perusahaan Umum Listrik Negara. 1987. Standar Operasi Pusat Listrik Tenaga Uap Bagian Dua :
Faktor-Faktor Pengusahaan, SPLN 62 – 2: 1987.
Perusahaan Umum Listrik Negara. 2009. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN).
Polimeros, George. Energy Kogenerasi Handbook, Industrial Press Inc.
Pratiwi, Hera. 2009. Audit Energi pada Proses Produksi Pupuk Urea di PT. PUPUK KUJANG
Cikampek Jawa Barat. Skripsi. Fakultas Teknologi Pertanian, Institut Pertanian Bogor. Bogor.
Saadat, Basuki. 1991. Power System Analysis. Mc Graw Hill Inc, Singapore.
Sewatama. 2011. Coal Fired Power Station Course. Jakarta
Shields, Carl D. 1961. Boilers. McGraw Hill Book Company. U.S.
Smith, J.M., dkk. 1996. Introduction to Chemical Engineering Thermodynamics. McGraw-Hill
Chemical Engineering Series. The McGraw-Hill Companies, Inc. Singapore.
Tim penyusun, Departemen Teknik Mesin dan Biosistem, IPB. 2010. Modul Praktikum Motor Bakar.
Bogor
49
University of Missouri, 2004. Energy Management-Energizing Mizzou. Colombia
United Nations Environment Programme (UNEP). 2006. Boilers and Thermic Fluid Heaters. Badan
Produktivitas Nasional. India
Wahyudi. 2002. Bahan Kuliah Termodinamika Dasar. Universitas Muhammadiyah. Yogyakarta
Yaws. 1996. Handbook of Thermodynamic Diagrams, Volume 4 : Inorganic Compounds and
Elements. Houston, Texas.
Zuhal. 1995. Ketenagalistrikan Indonesia. PT. Ganeca Prima. Jakarta.
50
LAMPIRAN
51
Energi air umpan boiler 56 286 jam x 615 KJ/jam 3.46 x 107 KJ/jam.
Efisiensi = 1.82 x 108 KJ/jam
Lampiran 1. Contoh perhitungan efisiensi ketel uap (boiler) Efisiensi tungku pembakaran berdasarkan input batubara dan output uap (steam) Batubara Coal flow = 13 ton/jam = 28,700.44 lb/jam Energi batubara = 7641.60 KJ/lb x 28,700.44 lb/jam =2.19 x 108 KJ/jam. Udara Total flow udara = 22 622 Kg/jam Tout preheater = 400 K Tin = 300 K
Entalpi udara = (400.98 – 305.22) KJ/Kg (sumber:Cengel, Thermodynamic Fourth Edition, Table A-17)
Energi oksigen = 22 622 Kg/jam x 95.76 KJ/Kg = 2.16 x 106 KJ/jam.
Air umpan ketel Flow air = 56.286 ton/jam T0 = 250C
T1 = 1700C
Entalpi H2O = (718.96 – 103.96) KJ/Kg (sumber:Cengel, Thermodynamic Fourth Edition, Table A-4)
Kg
Uap (steam) Steam flow = 53.1 ton/jam Steam pressure = 53.2 bar Steam temperature = 446oC = 719 K Huap = 3,433 KJ/Kg (sumber : Ketel uap, Tabel 2. Uap yang dipanaskan lanjut)
Energi uap = 53.1 ton/jam x 103 x 3,433 KJ/Kg = 1.82 x 108 KJ/Kg
Energi input = energi batubara + energi udara + energi air umpan
= (2.19 x 108 KJ/jam) + (2.16 x 106 KJ/jam) + (3.46 x 107 KJ/jam) = 2.55 x 108 KJ/jam.
Energi output = energi uap = 1.82 x 108 KJ/jam
2.55 x 108 KJ/jam 100% 71.37 %
52
= 1.40 + 2.6 x 10 + 4.430 + 0.32
Efisiensi boiler (kontruksi) Jenis boiler : Berbahan bakar batubara Analisis Ultimate batubara C :38.20 persen GCV batubara :3575 Kkal/Kg H2 :3.45 persen persentase oksigen :1 persen
S :0.13 persen persentase CO2 :-
O2 :1.8 persen Tf (suhu gas buang) : 120 C
Ta (suhu lingkungan) : 27 C
RH : 0.018 Kg/Kg dry air
Tahap 1. Kebutuhan udara teoritis = [(11.43 x 38.20) + (34.5 x (3.45-1.8/8)) + (4.32 x 0.13)] / 100 = [436.626 + (34.5 x 3.225) + 0.561] / 100 = 5.48 Kg udara/Kg bahan bakar Tahap 2. Persen udara berlebih yang dipasok (EA) = (1 x 100) / (21-1) =5% Tahap 3. Massa udara sebenarnya yang dipasok / Kg bahan bakar (AAS) = [ 1 + 5/100] x 5.48 = 5.754 Kg udara / Kg batubara Tahap 4. Total kehilangan panas i. Persentase kehilangan panas karena gas kering cerobong
m = massa CO2 + massa SO2 + massa N2 + massa O2
= 0.382 44
5.754 77
-3
= 6.152 Kg/Kg batubara
= 6.152 0.23 120 27
= 3.68%
ii. Persentase kehilangan panas karena penguapan kadar air karena adanya H2 dalam bahan bakar
9 3.45 584 0.45 120 27 3575
5.435%
iii. Persentase kehilangan panas karena kadar air dalam udara
= 5.754 0.018 0.45 120 7 100 3575
53
53.1 762.966 80.172
= 0.121%
iv. Kehilangan panas akibat radiasi ( boiler kecil 2% ) serta kehilangan panas karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam abu terbang (fly ash) dan abu bawah (bottom ash) sekitar 4.81 %.
Efisiensi = 100 – [ 3.63 + 5.435 + 0.121 + 2 + 4.81] = 84.004 %
Efisiensi boiler dengan menggunakan metode langsung hanya berdasarkan input bahan bakar dan output steam
- Jumlah steam yang dihasilkan 53.1 ton/jam
- Jumlah bahan bakar yang digunakan 12 ton/jam
- Tekanan kerja 51 bar
- Suhu 445 C
- Suhu air umpan 80 C
- GCV bahan bakar 3575 Kkal/Kg
- Entalpi steam jenuh (hg) 762.966 Kkal/Kg
- Entalpi air umpan (hf) 80.172 Kkal/Kg
12 3575 100 84 %
54
Lampiran 2. Contoh perhitungan efisiensi siklus uap dan turbin
819.8 Kkal/Kg
Boiler
Turbin
e
196.60
Kkal/Kg ggg
623.196
Kkal/Kg
Condenser
182.21 Kkal/Kg
Turbine work = 819.8 – 623.19 = 196.60 Kkal/Kg Mechanical work/hour = 57 199 x 196.60 = 11 236 552.6 Kkal/hours Electrical output = 11 236 552.6/ 860 = 13 067.59 = 13.06 MWh Turbine cycle effisiensi = 196.60 / 637.59 = 30.83% Power eficiency = 9.72 / 13.06 = 74.42 % Heat required / lb of steam = 637.59 / 0.84 = 759.03 Kkal / Kg Heat required per hour = 760 x 57 199 = 43 471 240 Kkal/hours
43 471 240 = 25.84 %
Efisiensi turbin berdasarkan siklus rankine : Steam inlet (h3, T3) = (3432.50, 445 C) S3 = 6.97 KJ/Kg. K Steam outlet (h4, T4) = (2609, 57 C) P4 = 19.946 KPa
(S3, P4) = (6.97, 19.946) h4” = 2357.9
η 3 4 " 3432 .50 2357 .9
3432 .50 2609 = 76 %
55
35,167.70 314
Lampiran 3. Generator
Daya input :
35,167.70
2
11,042,657.8 11.042
Daya output :
9.5
Efisiensi generator = 9.5
56
Lampiran 4. Menghitung jumlah bahan bakar yang dibutuhkan Effisiensi boiler 84 %
Jika batubara dikeringkan :
Q low = 30 356 KJ/Kg
S = 53.1 ton/jam = 53100 Kg/jam
Q = 53 100 Kg/jam x (3316.30-335.72)KJ/Kg = 158 268 798 KJ/jam
Be = Q : (eff x Q terendah)
= 158 268 798 KJ/jam : (0.84 x 30 356) KJ/Kg
= 6206 Kg/jam
= 6.20 ton/jam
Batubara tidak dikeringkan (aktual) :
Be = Q : (eff x Q terendah)
= 158 268 798 KJ/jam : (0.84 x 16 831.72) KJ/Kg. Panas yang terkandung / Kg batubara.
= 11194.05 Kg/jam
=11.19 ton/jam.
Kalori yang dibutuhkan untuk menghasikan daya 9.5 MW 9.5 MW = 9500 KW
= 12 734.58 Hp = 968 337.463 Kg.m/s = 9 499 390.512 J/s = 9499.39 KJ/s
= 3.41 x 107 KJ/jam
57
Lampiran 5. Menghitung jumlah udara pembakaran
Analisis proximate batubara :
43.15% kadar air , 3.81 % abu, 38.20% karbon, 3.45% hidrogen, 1.8% oksigen, 0.13% sulfur.
Nilai pembakaran terendah / low heating value (LHV) :
= (33 915 x 0.382) + 121423 (0.0345 – (0.018/8)) + (10468 x (1.3x10-3)) – 2512 x (0.431 + 9) x (0.018/8)
= 16831.72 Kilojoule/Kg
Jumlah oksigen yang dibutuhkan = (0.382 x 2.67) + (0.034 x 8) + (1.3 x 10-3)
= 1.293 Kg O2
O2 yang tersedia di bahan bakar = 0.018 Kg O2
Oksigen yang dibutuhkan = 1.293 – 0.018 = 1.275 Kg O2
Dalam 1 Kg udara mengandung 0.231 Kg O2, sehingga jumlah udara teoritis yang dibutuhkan adalah (1.275 /
0.231) = 5.519 Kg udara / Kg bahan bakar. Sehingga untuk 10 MW dengan 12 000 Kg pembakaran batubara,
diperlukan 66 228 Kg udara yang sebanding dengan 15 298 Kg O2. Kondisi aktual :
Udara luar yang dihisap oleh PF sebanyak 22 000 Kg sebanding dengan 5082 Kg O2 dengan persentase bukaan
valve 20%. Seharusnya jika bukaan 1% diperoleh 1100 Kg udara. Maka untuk mendapatkan 66 228 Kg udara
diperlukan bukaan valve sebesaar 66%.
58
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 9,8 9 6.6 9.9 9.6 9.3 9.3 9.7 9 9 9.9 9.9
URBINE SPEED Rpm 3007 3007 3012 3006 3007 3008 3006 3008 3009 3005 3005 3009
P TEMPERATUR 0C 447 444 443 444 448 447 448 446 443 446 448 444
TEMPERATURE 0C 247 245 242 243 248 248 249 248 245 247 249 248
XHAUST Temp 0C 54.9 55.1 59.9 56.6 56.5 56.4 55.7 55.4 54.9 55 56.5 56.3
Press Mpa ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 46.7 46.8 46.4 48.4 48.4 48.4 47.5 47.2 46.6 46.7 48.2 48.1
Flow T/h 23.02 24.81 23.92 23.86 23.35 23.14 23.28 23.32 23.28 23.54 23.67 22.78
RACTION I Press Mpa 0.05 0.07 0.06 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08 0.08
Temp 0C 225 225 223 220 226 228 228 227 224 226 228 229
Flow T/h 2.63 2.91 2.87 2.79 2.67 2.61 2.83 2.79 2.77 2.75 2.77 2.98
ACTION II Press Mpa 0.03 0.06 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 202 206 200 199 202 204 204 204 202 203 204 205
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 9.7 9.6 10.5 9.6 9.8 9.9 9.8 9.5 9.3 8.9 8.8 9.8
URBINE SPEED Rpm 3011 3005 3005 3005 3010 3011 3010 3007 3009 3011 3010 3005
P TEMPERATUR 0C 447 443 444 442 447 442 441 442 440 441 447 446
TEMPERATURE 0C 249 244 246 243 248 244 244 244 243 241 247 248
XHAUST Temp 0C 56.4 55.2 56.7 55.3 55.7 55.6 55.6 55.1 54.6 54.2 53.9 54.8
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 48.2 47 48.3 47.1 47.6 47.4 47.5 47 46.3 46 45.2 46.4
Flow T/h 22.66 22.16 23.69 23.06 23.33 22.74 22.61 23.4 22.25 23.3 22.9 23
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.07224 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 7 0.08
Temp 0C 229 225 225 2.93 227 227 226 224 224 223 225 227
Flow T/h 2.98 2.95 2.89 0.06 2.91 2.95 2.92 2.98 2.95 2.98 2.96 2.98
ACTION II Press Mpa 0.86 0.06 0.06 201 0.06 0.06 0.06 0.006 0.06 6 6 0.06
Temp 0C 205 202 202 23.9 203 203 202 201 201 200 202 203
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 10.4 9.8 9 7.8 8.3 8.7 9.3 8.9 8.4 8.9 9.5 9.7
TURBINE SPEED Rpm 3005 3009 3010 3012 3007 3005 3005 3012 3010 3007 3008 3006
P TEMPERATUR 0 C 447 447 448 447 448 446 448 447 444 446 449 443
P TEMPERATURE 0 C 251 246 246 245 246 246 249 247 245 246 248 246
EXHAUST Temp 0 C 55.9 55.6 55.3 55.6 55.6 55.2 55.6 55.1 54.1 54.9 56.2 56
Press Mpa ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 47.7 47.4 47.1 47.4 47.5 46.9 47.4 46.9 46 46.6 47.9 47.7
Flow T/h 23.2 23.23 23.34 23.29 23.79 25.74 23.92 23.43 22.96 23.45 24 23.08
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08 0.08
Temp 0 C 227 227 226 225 225 227 227 227 226 226 228 227
Flow T/h 2.96 2.96 2.91 2.87 2.87 2.79 2.77 2.75 2.75 2.73 2.67 2.83
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 203 203 203 202 203 204 204 204 203 203 204 203
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 9.8 10.4 9.9 9.9 9.8 10.1 9.9 9.4 9.1 8.9 9.3 10.2
TURBINE SPEED Rpm 3010 3006 3005 3005 3009 3007 3011 3010 3009 3009 3006 3008
P TEMPERATUR 0 C 450 446 458 446 446 445 446 449 442 449 441 450
P TEMPERATURE 0 C 250 249 251 248 247 246 248 249 244 247 244 250
EXHAUST Temp 0 C 55.3 56.7 55.7 55.7 55.5 56.1 55.6 54.2 54.4 53.8 54.1 55.1
Press Mpa ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 47.1 48.5 47.5 47.5 47.4 47.8 47.5 46.6 46.2 45.6 45.9 46.8
Flow T/h 22.9 23.74 23.07 22.29 22.87 23.3 23 22 22.2 22.5 23.06 22.87
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 8 0.08 8 0.08 0.07 0.08
Temp 0 C 229 22.9 229 228 227 225 228 228 226 226 224 229
Flow T/h 2.77 2.79 2.91 2.95 2.91 2.91 295 2.93 2.93 2.96 2.98 2.96
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 6 0.06 0.06 6 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 205 204 205 205 204 202 202 204 202 203 202 205
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 9.5 9.8 9.9 8.9 9.8 9.3 8.9 10.1 9.8 9.4 9.8 9.3
TURBINE SPEED Rpm 3010 3004 3008 3007 3006 3007 3014 3004 3009 3007 3010 3010
P TEMPERATUR 0 C 451 441 447 440 445 442 448 443 446 447 448 446
P TEMPERATURE 0 C 250 245 247 242 245 244 247 245 247 247 248 244
EXHAUST Temp 0 C 54.6 55.4 55.5 55.5 56.2 55.5 54.8 55.8 55.6 54.9 55.4 53.8
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 46.4 471 47.3 47.6 47.9 47.4 46.6 47.5 47.4 46.8 47.4 45.5
Flow T/h 22.64 23.39 22.86 23.75 23.43 22.84 22.86 23.69 23.23 23.23 22.74 22.96
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07
Temp 0 C 229 229 225 222 222 223 226 226 226 227 228 225
Flow T/h 2.98 2.95 2.87 2.81 2.77 2.77 2.91 2.87 2.87 2.85 2.81 2.89
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05
Temp 0 C 205 205 202 199 200 200 203 202 202 203 204 202
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 9.8 9.8 9.8 9.8 9.5 10 9.7 9.1 8.8 8.7 9.1 9.7
TURBINE SPEED Rpm 3006 3007 3006 3006 3010 3010 3006 3006 3010 3008 3005 3006
P TEMPERATUR 0 C 449 446 446 453 450 449 446 445 448 447 452 447
P TEMPERATURE 0 C 250 248 248 251 250 249 247 245 248 246 250 247
EXHAUST Temp 0 C 55.7 55.7 55.8 55.4 55.2 55.8 55.2 54.3 53.6 53.9 54.2 54.8
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 47.4 47.6 47.7 47.3 47.1 47.7 47 46 45.4 45.6 46 46.6
Flow T/h 23.24 23.31 22.27 22.44 22.3 22.9 22.6 22.64 22.29 22.24 22.92 23.24
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08
Temp 0 C 227 228 228 228 228 227 227 227 227 225 228 229
Flow T/h 2.87 2.87 2.89 2.89 2.91 2.87 2.87 2.91 2.87 2.91 2.93 2.95
RACTION II Press Mpa 0.07 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 204 204 204 205 204 204 203 204 204 202 205 205
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 10.1 9.9 9.6 9.4 9.8 10 10.4 10.2 9.8 2.3 9.6
URBINE SPEED Rpm 3006 3007 3007 3009 3007 3007 3006 3009 3005 3014 3016
P TEMPERATUR 0C 446 444 449 443 448 447 448 444 449 427 446
TEMPERATURE 0C 249 247 249 244 248 249 250 248 250 235 247
XHAUST Temp 0C 54.8 55.2 55.4 55.9 56.2 56.7 57 57 56.4 73 55.1
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 46.6 47 47.3 47.7 47.9 48.5 48.7 48.7 48.2 39.9 46.8
Flow T/h 23.11 23.4 22.91 22.88 23.03 22.93 23.25 23.15 22.52 24.57 22.73
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.08 0.03 0.08
Temp 0C 228 229 227 227 227 229 229 229 228 210 223
Flow T/h 3 2.96 2.91 2.83 2.75 2.71 2.71 2.67 2.65 2.71 2.55
ACTION II Press Mpa 0.07 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 0.07 0.06 0.03 0.06
Temp 0C 204 205 204 203 204 204 205 205 204 177 201
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 9.6 9.7 9.9 9.9 9.5 9.4 9.7 9.9 9.5 9.2 9.6
URBINE SPEED Rpm 3008 3009 3007 3007 3010 3006 3007 3004 3005 3006 3008
P TEMPERATUR 0C 446 448 446 444 448 446 447 447 446 448 440
TEMPERATURE 0C 249 248 248 250 250 246 248 247 247 251 245
XHAUST Temp 0C 55.7 56 56.2 56.2 55.6 55 55.5 55.9 55.1 54.4 55.1
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 47.7 47.8 48 48.1 47.5 46.7 47.2 47.7 47 46.3 46.8
Flow T/h 22.7 22.5 22.6 22.5 22.3 22.69 23.14 23.54 22.9 23.27 23.74
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09
Temp 0C 227 227 229 299 229 226 226 226 227 229 230
Flow T/h 2.55 2.65 2.63 2.63 2.71 2.73 2.71 2.75 2.75 2.77 2.79
ACTION II Press Mpa 0.06 0.07 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 203 207 205 205 205 203 203 203 203 205 206
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 9.9 10 10 9.5 9.8 10.1 10.1 9.8 9.7 10.1 9.9 9.5
TURBINE SPEED Rpm 3011 3007 3007 3009 3006 3007 3005 3010 3004 3003 3005 3005
P TEMPERATUR 0 C 443 443 442 442 440 445 438 442 445 446 444 443
P TEMPERATURE 0 C 246 244 245 244 243 247 246 248 249 250 246 246
EXHAUST Temp 0 C 55.3 55.6 56.3 56 56.6 57.5 57.6 57.3 56.9 56.9 55.5 54.5
Press Mpa ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0 C 47.1 47.3 48.1 47.9 48.4 49.4 49.6 49.2 48.8 48.7 47.2 46.2
Flow T/h 22.98 23.08 23.23 22.86 23.25 23.59 22.77 22.6 22.61 23.01 22.93 23.69
RACTION I Press Mpa 0.09 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.09 0.08 0.08 0.07
Temp 0 C 225 224 225 225 225 225 227 227 229 228 227 225
Flow T/h 2.85 2.81 2.75 2.67 2.65 2.61 2.59 2.61 2.65 2.67 2.83 2.79
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 0.07 0.07 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 201 200 201 201 201 201 203 203 205 204 203 202
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 9 9.9 10.5 8.7 9.7 9.8 9.8 9.6 9.3 9.3 9.7 10.5
TURBINE SPEED Rpm 3006 3007 3005 3009 3007 3009 3010 3010 3009 3007 3005 3004
P TEMPERATUR 0 C 447 446 447 446 447 446 447 447 448 444 445 447
P TEMPERATURE 0 C 248 248 248 246 247 247 247 247 248 246 247 248
EXHAUST Temp 0 C 54.3 55.3 56.5 53.6 55.1 55.3 55.2 54.8 54.1 54 54.7 56.3
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0 C 46.1 46.9 48.1 45.4 46.8 47.1 46.9 46.5 45.9 46.3 47.9 46.4
Flow T/h 22.2 22.5 23.39 22.9 22.3 22.72 23.04 23.09 22.64 0.08 23.81 23
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 227 227 0.08
Temp 0 C 229 227 227 227 226 226 226 226 226 2.85 2.87 227
Flow T/h 2.81 2.81 2.83 2.83 2.83 2.83 2.83 2.87 2.85 0.06 0.06 2.98
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 203 203 0.06
Temp 0 C 204 203 203 203 202 202 202 203 203 203 202 203
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 10.2 9.8 10.3 10 10.2 10.1 9.2 9.9 0 4 10 9.1
TURBINE SPEED Rpm 3006 3006 3005 3005 3009 3007 3005 3006 3020 3014 3009 3005
P TEMPERATUR 0 C 448 441 439 443 446 449 445 451 431 429 450 447
P TEMPERATURE 0 C 251 244 245 243 247 250 246 251 261 230 250 248
EXHAUST Temp 0 C 5539 55.3 56.7 56.8 57 57 55.6 56.9 53.5 63.7 56 54.7
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 47.8 47 48.4 48.6 48.9 49 47.5 48.6 35 40.8 47.9 46.5
Flow T/h 23.24 22.48 23.11 22.29 22.36 22.82 23.15 22.84 26.13 24.8 23.12 23.52
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.03 0.04 0.08 0.07
Temp 0 C 230 225 225 225 226 229 226 226 213 192 224 227
Flow T/h 2.87 2.83 2.75 2.67 2.63 2.63 2.61 2.59 2.67 2.71 2.65 0.06
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.03 0.03 0.06 203
Temp 0 C 205 202 201 201 202 204 202 203 181 182 201 205
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 8.8 10.2 10.4 10.5 10 10.8 10.4 10.5 10.1 10 9.8 10.5
TURBINE SPEED Rpm 3010 3007 3007 3007 3012 3005 3007 3007 3011 3005 3007 3005
P TEMPERATUR 0 C 448 446 444 444 450 448 445 446 449 447 444 445
P TEMPERATURE 0 C 248 248 247 246 251 250 248 248 250 249 247 248
EXHAUST Temp 0 C 54.2 55.7 56 56.3 56.3 56.4 56 56.1 55.3 55.2 54.7 55.8
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 46.2 47.6 47.8 48.1 48.2 48.1 47.8 47.8 47.2 47 46.5 47.2
Flow T/h 22.6 22.88 23.07 23.1 22.9 24.05 22.95 22.86 23.08 23.29 22.16 22.81
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0 C 227 228 226 226 230 228 228 227 229 229 229 228
Flow T/h 2.77 2.81 2.79 2.85 2.81 2.83 2.85 2.83 2.83 2.87 2.85 2.85
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 204 204 203 203 205 204 204 203 205 205 204 204
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
POWER MW 9.5 9.7 9.7 9.4 9.6 10.1 9.4 9.4 9 7.5 10.66 10.6
TURBINE SPEED Rpm 3016 3009 3012 3009 3010 3007 3009 3010 3011 3007 3005 3005
P TEMPERATUR 0 C 443 443 450 444 450 449 447 442 443 444 441 441
P TEMPERATURE 0 C 246 246 251 247 250 251 246 245 243 243 244 248
EXHAUST Temp 0 C 54.7 54.9 55.2 55.2 55.7 57.1 56.1 56.5 55.4 52.8 57.5 57.6
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0 C 46.6 46.5 46.9 47 47.4 48.9 48.1 48.4 47.2 44.7 49.2 49.3
Flow T/h 24.41 23.13 22.82 22.59 22.66 23.44 22.63 22.64 22.63 23.2 23.42 23.4
RACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0 C 227 225 230 226 227 231 225 225 224 223 223 226
Flow T/h 2.85 2.79 2.75 2.69 2.65 2.69 2.59 2.61 2.61 2.65 2.69 2.71
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0 C 203 203 205 203 204 206 202 201 201 201 200 202
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
POWER MW 9 10.1 10.3 10.3 10 10.1 9.8 9.9 9.4 9.3 9.5 10.2
TURBINE SPEED Rpm 3010 3009 3005 3007 3009 3007 3009 3010 3010 3012 3008 3012
P TEMPERATUR 0 C 443 446 446 445 445 448 450 450 446 447 445 445
P TEMPERATURE 0 C 245 248 248 247 248 250 251 252 248 248 247 248
EXHAUST Temp 0 C 54.9 56.5 56.5 56.4 56 53.9 55.4 55.5 54.8 54.4 54.8 56.1
Press Mpa ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08
NDENSER Temp 0 C 46.6 48.4 48.1 48 47.9 46.3 47.2 47.4 46.7 46.3 46.5 47.9
Flow T/h 22.92 22.97 23.3 23.22 22.84 23.05 22.79 23.1 22.81 22.54 23.72 23.28
RACTION I Press Mpa 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08 0.06 0.08 0.08 0.08 0.09
Temp 0 C 226 226 227 227 228 230 230 231 228 228 226 227
Flow T/h 2.73 2.75 2.73 2.93 2.93 2.95 2.93 2.93 2.93 2.95 2.95 2.96
RACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07
Temp 0 C 202 203 203 203 204 206 206 206 204 204 203 203
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.9 10.3 9.5 10.1 9.7 9.8 10 9.9 9.7 9.7 10.2
URBINE SPEED Rpm 3012 3010 3010 3003 3005 3011 3011 3010 3014 3012 3004
P TEMPERATUR 0C 449 452 444 442 446 448 443 447 446 448 449
TEMPERATURE 0C 250 251 245 243 247 251 247 249 250 250 252
XHAUST Temp 0C 55.5 56 55.4 56.7 57.2 26.7 57.3 57.1 56.9 56.9 57.4
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 47.4 47.8 47.5 48.6 49 48.6 49.1 49.1 48.9 48.8 49.1
Flow T/h 23.28 23.1 22.77 22.56 22.54 23.26 23.46 22.27 22.9 229 23.5
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 229 228 227 226 225 229 228 227 229 229 231
Flow T/h 2.96 2.95 2.89 2.83 2.79 2.75 2.71 2.69 2.71 2.71 2.73
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 205 204 203 202 201 204 204 203 205 206 206
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 10.2 10 10.1 8.4 10.2 9.7 9.8 9.3 9 8.9 9.5
URBINE SPEED Rpm 3005 3008 3009 3014 3007 3009 3009 3010 3009 3011 3007
P TEMPERATUR 0C 445 447 444 445 444 447 449 443 450 447 449
TEMPERATURE 0C 248 249 247 247 248 248 250 247 249 247 249
XHAUST Temp 0C 56.9 56.1 56.2 53.5 56.3 55.7 55.6 54.7 54.3 53.8 54.4
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 48.6 48.1 48.1 48.1 48.1 47.6 47.4 46.6 46.2 45.7 46.1
Flow T/h 23.55 22.94 23.08 23.08 23.89 22.82 23.37 23.18 23.1 22.75 23.16
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07
Temp 0C 228 228 227 227 227 228 229 228 228 227 228
Flow T/h 2.83 2.87 2.89 2.89 2.87 2.95 2.93 2.93 2.93 2.95 2.93
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 204 205 204 204 204 204 205 204 204 204 204
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.7 9.4 10.1 9.9 9.8 10.1 10.2 8.9 8.6 8.7 9.3
URBINE SPEED Rpm 3017 3006 3014 3009 3005 3005 3005 3002 3009 3006 3007
P TEMPERATUR 0C 448 448 456 450 447 453 449 445 446 445 449
TEMPERATURE 0C 250 250 256 262 251 256 253 245 249 248 252
XHAUST Temp 0C 55.4 54.9 56.3 56.4 56.5 57.2 57.6 55.7 54.6 55.1 56.1
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 47.3 46.5 48.1 48.1 48.4 49 49.5 47.6 46.5 47 47.9
Flow T/h 22.89 22.8 23.28 23.18 23.29 23.5 23.6 23.7 22.1 23.08 23.3
ACTION I Press Mpa 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 230 229 233 232 234 235 233 228 227 227 229
Flow T/h 2.89 2.89 2.87 2.83 2.79 2.73 2.71 2.67 2.65 2.65 2.67
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 205 205 208 207 209 210 208 206 204 206 206
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 9 9.9 10 10.2 10 9.4 7.9 8.7 9.2 9.1 9.6
URBINE SPEED Rpm 3011 3007 3007 3005 3011 3014 3007 3012 3007 3012 3007
P TEMPERATUR 0C 444 448 446 440 450 447 441 446 445 451 449
TEMPERATURE 0C 248 250 249 245 251 249 244 247 246 252 250
XHAUST Temp 0C 54.8 56 56.3 56.7 55.9 55 52.2 53.3 54.2 53.9 54.4
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 46.5 47.9 48.1 48.5 47.6 47 44.4 45.2 46 45.7 46.1
Flow T/h 22.34 23.34 23.66 23.96 23.54 22.23 23.1 22.89 23.8 22.05 22.18
ACTION I Press Mpa 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07 0.08 0.07 0.08
Temp 0C 229 228 229 228 229 229 226 227 226 231 230
Flow T/h 2.79 2.83 2.83 2.87 2.87 2.91 2.87 2.91 2.95 2.95 2.95
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 206 205 205 204 205 206 203 204 203 207 206
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.5 9.5 9.6 9.8 9.4 9.6 9.9 9.8 8.8 9 10
URBINE SPEED Rpm 3014 3013 3009 3006 3009 3006 3006 3005 3012 3007 3007
P TEMPERATUR 0C 449 447 447 448 446 445 445 451 445 442 449
TEMPERATURE 0C 249 249 249 250 248 248 251 254 247 244 250
XHAUST Temp 0C 55.1 54.6 55.1 56 55.7 56.3 56.7 57 55.3 55.1 56.7
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 47 46.4 46.8 47.8 47.6 48.2 48.5 48.9 47.5 47 46.54
Flow T/h 22.27 23.7 23.7 23.36 22.94 23.1 23.4 23.4 22 21.91 22.97
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 229 229 228 228 229 228 229 232 228 226 228
Flow T/h 2.91 2.91 2.87 2.81 2.75 2.69 2.67 2.63 2.63 2.65 2.67
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07
Temp 0C 206 205 205 205 205 205 205 207 204 203 205
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 10 9.7 9.8 10 9.9 8.6 10.1 9.7 9 8.1 9.3
URBINE SPEED Rpm 3014 3009 3008 3006 3007 3014 3005 3008 3010 3007 3010
P TEMPERATUR 0C 451 443 443 442 445 449 447 445 443 447 448
TEMPERATURE 0C 252 246 246 245 248 249 247 248 246 247 248
XHAUST Temp 0C 57 56 55.9 56.2 56.2 53.8 55.7 55.7 54.4 52.3 54.3
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 48.9 48.1 47.8 47.9 48.1 45.8 47.2 47.5 46.2 44.1 46.1
Flow T/h 23.24 22.58 22.53 23.39 23.46 23.05 23.62 22.77 22.97 23.57 23.6
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08 0.07 0.07 0.08 0.08 0.07 0.07
Temp 0C 229 327 226 226 228 229 225 227 226 227 227
Flow T/h 2.67 2.65 2.65 2.69 2.75 2.79 2.77 2.75 2.75 2.83 2.83
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05 0.06 0.05 0.05
Temp 0C 205 203 203 202 204 206 203 203 202 204 204
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.8 9.89 9.4 10.09 9.99 10.1 9.6 9.2 9.3 6.5 10.2
URBINE SPEED Rpm 3008 3011 3008 3005 3005 3005 3007 3006 3009 3008 3006
P TEMPERATUR 0C 447 448 444 447 446 444 442 446 446 446 447
TEMPERATURE 0C 249 250 250 250 249 249 246 249 249 248 249
XHAUST Temp 0C 55.7 55.4 55.1 56.5 56.6 57.1 56.1 55.7 55.9 52.3 56.9
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 47.6 47.2 47 48.3 48.4 48.8 47.7 47.6 47.9 44.3 48.6
Flow T/h 22.9 229 22.6 23.2 23.3 23.4 22.53 22.6 22.67 23.48 23.91
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.08
Temp 0C 229 229 228 229 229 230 227 227 229 228 227
Flow T/h 2.75 2.79 2.75 2.71 2.67 2.65 2.63 2.69 2.69 2.73 2.77
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05 0.06
Temp 0C 204 206 204 205 205 206 204 204 205 205 204
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 9.3 10 9.8 9.8 10.1 9.9 10 10 9.8 9.6 10.4
URBINE SPEED Rpm 3012 3005 3009 3012 3007 3011 3013 3013 3015 3010 3006
P TEMPERATUR 0C 447 447 444 449 450 445 446 442 447 446 447
TEMPERATURE 0C 248 250 248 251 253 250 248 245 250 249 250
XHAUST Temp 0C 54.9 55.9 55.3 55.3 55.6 55.5 55.7 555.6 55.1 54.9 55.6
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09
NDENSER Temp 0C 46.9 47.8 46.9 47.1 47.4 47.3 47.6 47.4 46.9 46.6 47.1
Flow T/h 23.22 23.6 22.41 22.05 22.78 22.48 22.43 24.27 21.92 22.64 23.64
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 229 229 229 229 231 230 229 226 229 227 228
Flow T/h 2.81 2.83 2.87 2.87 2.91 2.93 2.89 2.91 2.91 2.95 2.91
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.86 0.06
Temp 0C 206 206 205 206 207 206 205 203 205 205 205
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.8 9.7 9.5 9.4 10 10.1 10.3 9.9 9.7 9.8 9.8
URBINE SPEED Rpm 3008 3005 3010 3010 3009 3005 3004 3006 3007 3009 3008
P TEMPERATUR 0C 447 448 446 446 448 449 447 445 443 447 448
TEMPERATURE 0C 250 250 249 249 248 252 251 250 249 250 251
XHAUST Temp 0C 55.7 54.1 55 55.1 57 56.7 57.1 57.4 56.6 56.5 56.7
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 47.6 45.9 46.9 46.9 48.8 48.3 48.9 49.5 48.4 48.3 48.6
Flow T/h 22.8 21.9 22.4 22.3 23.8 22.91 22.95 22.41 23.51 23.32 23.74
ACTION I Press Mpa 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 230 229 228 228 227 231 230 230 230 230 230
Flow T/h 2.91 2.89 2.81 2.77 2.71 2.67 2.63 2.63 2.65 2.67 2.67
ACTION II Press Mpa 0.06 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06 0.07 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 205 206 205 205 204 207 206 206 207 206 207
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 10.2 10.2 10.5 10 10.6 9.9 10.1 10.3 10 9.9 10.2
URBINE SPEED Rpm 3006 3005 3006 3007 3007 3010 3014 3011 3014 3010 3005
P TEMPERATUR 0C 443 445 448 448 447 443 448 449 446 449 446
TEMPERATURE 0C 245 249 252 251 250 249 250 251 250 250 249
XHAUST Temp 0C 57.4 57.4 57.8 57 57.5 56.2 56.4 56.6 56.2 56.5 55.9
Press Mpa ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 49 49.5 49.7 49.1 49.3 48 48.2 48.5 47.9 47.5 47.7
Flow T/h 22.88 22.51 22.94 22.38 23.78 22.19 22.31 22.44 22.12 22.77 22.64
ACTION I Press Mpa 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 227 229 230 231 230 230 229 229 231 229 230
Flow T/h 2.71 2.77 2.79 2.83 2.81 2.85 2.81 2.81 2.83 2.87 2.85
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 204 205 206 207 206 206 206 205 207 205 206
Description Unit 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
POWER MW 9.8 9.5 10 10.1 9.9 10.3 9.4 10.1 9.4 9.5 10.1
URBINE SPEED Rpm 3007 3005 3005 3006 3005 3006 3009 3005 3010 3009 3006
P TEMPERATUR 0C 444 449 448 448 448 446 446 445 446 443 445
TEMPERATURE 0C 247 250 250 250 251 250 249 249 250 247 249
XHAUST Temp 0C 55.5 54.7 55.9 56.5 56.3 57.7 55.9 57.2 56.2 56.1 57.1
Press Mpa ‐0.08 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 46.8 46.5 47.8 48.2 48 49.5 47.8 49.1 48.2 48 48.9
Flow T/h 22.69 22.32 23.2 23.45 23.03 23.66 22.28 22.96 23.32 23.71 23.77
ACTION I Press Mpa 0.08 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08
Temp 0C 227 229 299 229 230 231 229 229 230 228 228
Flow T/h 2.89 2.91 2.83 2.79 2.79 2.77 2.73 2.71 2.71 2.81 2.81
ACTION II Press Mpa 0.07 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
Temp 0C 204 206 206 205 206 206 205 205 206 205 205
Description Unit 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00
POWER MW 9.5 10.3 10.3 9.9 9.9 10.5 9.5 9 8.6 8.5 9.2
URBINE SPEED Rpm 3006 3006 3005 3006 3006 3009 3005 3005 3006 3006 3004
P TEMPERATUR 0C 443 440 444 448 442 454 445 446 447 446 448
TEMPERATURE 0C 245 245 247 251 246 254 248 247 249 247 250
XHAUST Temp 0C 54.4 55.6 55.8 55.1 54.9 55.6 54.3 53.3 52.8 52 53.4
Press Mpa ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.09 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08 ‐0.08
NDENSER Temp 0C 46.2 47 47.4 47.1 46.6 47.3 46 45 44.6 44.3 44.9
Flow T/h 21.66 23.74 22.71 22.14 22.18 22.64 23.66 22.7 22.86 23.21 23.26
ACTION I Press Mpa 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07
Temp 0C 226 227 227 229 226 232 229 227 228 227 229
Flow T/h 2.89 2.87 2.91 2.89 2.87 2.87 2.91 2.95 2.95 2.91 2.93
ACTION II Press Mpa 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05
Temp 0C 204 204 204 205 203 207 205 205 205 205 206