Upload
erwin-setiadi
View
71
Download
9
Embed Size (px)
DESCRIPTION
PROTEKSI PETIR PLTGU
Citation preview
1.1 Latar Belakang
Praktek Kerja Lapangan adalah salah satu tugas yang merupakan mata kuliah wajib di
Jurusan Teknik Elektro, Program Studi Elektronika Politeknik Negeri Padang/Politeknik
Universitas Andalas.
Pelaksanaan Praktek Kerja Lapangan dapat dilakukan di perusahaan–perusahaan
Swasta maupun BUMN, dimana hasil dari praktek kerja lapangan tersebut dapat
mengembangkan ilmu yang telah di dapat di Politeknik Negeri Padang.
Praktek kerja lapangan ini bertujuan untuk memberikan wawasan pemikiran dan
cakrawala pengalaman baru kepada mahasiswa guna memadukan ilmu atau teori yang
diperoleh dibangku kuliah ke aplikasi nyata dalam bentuk kerja praktek. Selain itu,kerja praktek
bertujuan untuk melengkapi pengetahuan mahasiswa mengenai banyak hal yang tidak diperoleh
di bangku kuliah.
Praktek kerja lapangan dapat dilaksanakan selama kurang lebih 1 bulan, dan pada
akhirnya mahasiawa di wajibkan membuat dan menyerahkan laporan prakteknya kepada
perusahaan yang bersangkutan dan universitas. Dalam hal ini penulis mengambil topik tentang”
Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas ”. Penulis memilih judul tersebut karena pada
pengoperasian unit PLTGU sistim tersebut sangat berperan penting dalam pengoperasian suatu
unit dari PLTGU .
1.2 Tujuan Praktek Kerja Lapangan
Kerja Praktek ini dilakukan untuk memenuhi salah satu persyaratan kurikulum serta
syarat kelulusan mahasiswa pada Jurusan Elektronika Politeknik Negeri Padang yang bertujuan
untuk:
Melihat dan membandingkan Hal-hal yang telah diterima dibangku kuliah dengan aplikasi yang
ada di lapangan.
Mampu menganalisa dan memecahkan permasalahan yang timbul dilapangan / industry dengan
pendekatan teoritis.
Menambah wawasan dan pengetahuan teknologi secara umum dan teknologi kendali secara
khusus di bidang industri.
Menghasilkan lulusan yang cekatan dan terampil, mampu mengerti dan memahami tentang dunia
kerja.
Selain tujuan diatas, juga terdapat tujuan khusus dari praktek kerja lapangan ini yaitu :
Sebagai studi tentang sistim kontrol pada gas turbine (GT)
Agar mahasiswa memahami fungsi dan prinsip dari sistim kontrol tersebut.
1.3 Batasan Masalah
Dalam penulisan laporan praktek kerja lapangan ini penulis akan mengetengahkan
mengenai system bahan bakar gas pada Turbin Gas. Dan dalam pembatasan ini penulis hanya
akan membatasi pada system kontrol dari system bahan bakar gas pada Turbin Gas.
1.4 Metode Pengumpulan Data
Metode yang digunakan dalam melakukan Praktek Kerja Lapangan ini adalah metode
pengumpulan data secara literatur.
Dalam pembuatan laporan, penulis mengumpulkan data-data umum dengan beberapa
cara, yaitu :
Orientasi lapangan, penulis mempelajari dan mencatat cara kerja objek secara langsung
dilapangan.
Studi Literatur, penulis mengumpulkan data melalui buku-buku penunjang dan data sheet yang
berhubungan dengan peralatan tersebut.
Diskusi dengan pembimbing dan tim Instrumen
1.5 Waktu Dan Tempat Pelaksanaan
Kerja praktek dilaksanakan selama 1 bulan mulai dari tanggal 20 Februari 2012 sampai
dengan 20 Maret 2012di PT. Indonesia Power UBP Priok.
1.6 Sistematika Penulisan
Untuk memberikan gambaran yang jelas mengenai laporan ini, maka penulis menyusun sistematika penulisan sebagai berikut:
BAB I. PENDAHULUAN
Bab ini berisi tentang latar belakang, batasan masalah, tujuan penulisan,waktu dan tempat pelaksanaan, metode penulisan dan sistematika penulisan.
BAB II. TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN
Bab ini berisikan tentang sejarah umum perusahaan, prinsip, visi, misi, tujuan, dan motto
perusahaan, struktur organisasi dan aktivitas PT. Indonesia Power .
BAB III. Pengenalan Sistem Pembangkit UBP Priok
Bab ini berisikan tentang mengenai proses kerja dan proses pembangkitan listrik pada
PLTGU yang terdapat di UBP Priok.
BAB IV. Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas
Bab ini berisi tentang Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas.BAB V. KESIMPULAN DAN SARAN
Bab ini berisi tentang kesimpulan dari hasil pengolahan data, dan berisi saran-saran
yang penulis coba kemukakan.
BAB IITINJAUAN UMUM PERUSAHAAN
2.1 Profil Umum Indonesia Power
Pada awal 1990-an, pemerintah Indonesia mempertimbangkan perlunya
deregulasi pada sektor ketenagalistrikan. Langkah ke arah deregulasi tersebut diawali dengan
berdirinya Paiton Swasta I, yang dipertegas dengan dikeluarkannya Keputusan Presiden No. 37
Tahun 1992 tentang pemanfaatan sumber dana swasta melalui pembangkit-pembangkit listrik
swasta. Kemudian, pada akhir 1993, Menteri Pertambangan dan Energi ( MPE ) menerbitkan
kerangka dasar kebijakan ( Sasaran & Kebijakan Pengembangan Sub sektor ketenagalistrikan )
yang merupakan pedoman jangka panjang restrukturisasi sektor ketenagalistrikan.
Sebagai penerapan tahap awal, pada 1994 PLN diubah statusnya dari Perum menjadi
Persero. Setahun kemudian, tepatnya pada 3 Oktober 1995, PT PLN (Persero) membentuk dua
anak perusahaan, yang tujuannya untuk memisahkan misi sosial dan misi komersial yang
diemban oleh Badan Usaha Milik Negara tersebut. Salah satu dari anak perusahaan itu adalah
PT Pembangkitan Tenaga Listrik Jawa-Bali I, atau lebih dikenal dengan nama PLN PJB I. Anak
perusahaan ini ditujukan untuk menjalankan usaha komersial pada bidang pembangkitan tenaga
listrik dan usaha-usaha lain yang terkait.
Pada 3 oktober 2000, bertepatan dengan ulang tahunnya yang kelima, Manajemen
Perusahaan secara resmi mengumumkan perubahan nama PLN PJB I menjadi PT Indonesia
Power. Perubahan nama ini merupakan upaya untuk menyikapi persaingan yang semakin ketat
dalam bisnis ketenagalistrikan dan sebagai persiapan untuk privatisasi Perusahaan yang akan
dilaksanakan dalam waktu dekat.
Walaupun sebagai perusahaan komersial di bidang pembangkitan baru didirikan pada
pertengahan 1990-an, Indonesia Power mewarisi berbagai sejumlah aset berupa pembangkit
dan fasilitas-fasilitas pendukungnya.Pembangkit-pembangkit tersebut memanfaatkan teknologi
modern berbasis komputer dengan menggunakan beragam energi primer seperti air, batubara,
panas bumi dan sebagainya. Namun demikian, dari pembangkit-pembangkit tersebut, terdapat
pula beberapa pembangkit paling tua di Indonesia seperti PLTA Plengan, PLTA Ubrug, PLTA
Ketenger dan sejumlah PLTA lainnya yang dibangun pada tahun 1920-an dan sampai sekarang
masih beroperasi. Dari sini, dapat dipandang bahwa secara kesejarahan pada dasarnya usia PT
Indonesia Power sama dengan keberadaan listrik di Indonesia.
Gambar 2.1 Unit Pembangkitan Indonesia Power
Pembangkit-pembangkit yang dimiliki oleh Indonesia Power dikelola dan dioperasikan
oleh 8 (delapan) Unit Bisnis Pembangkitan: Priok, Suralaya, Saguling, Kamojang, Mrica,
Semarang, Perak & Grati dan Bali. Secara keseluruhan, Indonesia Power memiliki daya mampu
sebesar 7.332 MW. Ini merupakan daya mampu terbesar yang dimiliki oleh sebuah perusahaan
pembangkitan di Indonesia.
2.2 Gambaran Umum UBP Priok
Unit Bisnis Pembangkitan Priok ini menempati areal seluas 28 ha di tepi pantai jakarta
utara, mengelola sejumlah pusat listrik tenaga thermal yang menggunakan bahan bakar gas
alam, minyak residu (MFO) dan minyak solar (HSD) dengan kapasitas terpasang sebesar
1.455,68 MW.
Gambar 2.2 Unit Bisnis Pembangkitan PriokMesin Daya Merek TahunPembangkit Terpasang Turbin Oprasi
PLTU 3 50 MW Mitshubishi 1972
PLTU 4 50 MW Mitshubishi 1972
PLTG 1 26 MW WH 1976
PLTG 2 26 MW WH 1976
PLTG 3 48,8 MW GE 1977
PLTG 4 48,8 MW GE 1977
PLTGU GT 1-1 130 MW ABB 1993
PLTGU GT 1-2 130 MW ABB 1993
PLTGU GT 1-3 130 MW ABB 1993
PLTGU ST 1-0 200 MW ABB 1994
PLTGU GT 2-1 130 MW ABB 1994
PLTGU GT 2-2 130 MW ABB 1994
PLTGU GT 2-3 130 MW ABB 1994
PLTGU ST 2-0 200 MW ABB 1994
PLTD 1 2,25 MW MAN 1961
PLTD 2 3,00 MW RUSTON 1990
PLTD 3 2,52 MW MAN 1961
PLTD 4 2,52 MW MAN 1961
PLTD 5 2,52 MW MAN 1961
PLTD 6 3,00 MW RUSTON 1990
Unit Bisnis Pembangkitan Priok merupakan salah satu Unit Bisnis Pembangkitan besar
yang dimiliki oleh PT. Indonesia Power. Saat ini terpasang 16 unit pembangkit terdiri dari dua
unit PLTG siklus terbuka, enam unit PLTD, dua blok PLTGU yang setiap bloknya terdiri dari 3
unit turbin gas dan 1 unit PLTU.
Pertengahan tahun 1960, dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Jakarta
khususnya dan Jawa Barat pada umumnya, maka PLN Eksploitasi XIII membangun PLTU
konvensional 1 dan 2. Namun pada tahun 1989, dengan
mempertimbangkan berbagai faktor maka PLTU 1 dan 2 tersebut tidak dioperasikan lagi.
Pesatnya pembangunan di segala bidang khususnya industri maka di tahun 1972
dibangun 2 unit PLTU 3 dan 4. Setelah sekian lama dioperasikan, unit ini pada kondisi Reserve
Shut Down.
Berikutnya dibangun PLTG John Brown, kini dipergunakan oleh PLTA Suralaya untuk
unit Black Start, lalu dibangun lagi 2 unit PLTG Westing House dan GE 4, 5, 6, 7. Saat ini PUB 6
direlokasi ke PLN wilayah Sumatera bagian selatan yang letaknya di daerah Indragiri
Palembang, sebagai pengelola PT. Cogindo anak perusahaan PT. Indonesia Power, sedangkan
unit 7 Draw Back to GE. Unit 4 dan 5 direlokasi ke Bali menjadi PLTGU Pemaron.
Hal penting yang harus diketahui adalah terdapatnya 2 unit PLTG yaitu PLTG 1 dan
PLTG 3 yang dapat dihidupkan tanpa menggunakan energi listrik dari luar ( Black Start ),
apabila terjadi pemadaman total ( Black Out ). Energi listrik yang dihasilkan dapat dipergunakan
untuk menghidupkan unit pembangkit lainnya, kemampuan ini sangat menunjang dalam rangka
pemulihan kembali sistem kelistrikan Jawa - Bali. Karena fungsinya yang sangat vital, kedua unit
ini tidak dioperasikan setiap hari.
Selain kedua unit PLTG tersebut, Unit Pembangkitan Priok juga mengelola 6 unit PLTD
Senayan beroperasi tahun 1961. PLTD Senayan Kebayoran, melalui feeder Vip hingga saat ini
memasok kebutuhan energi listrik ke gedung MPR, Gelora Bung Karno dan TVRI.
Tanggal 25 Maret 1992, PLN menyertakan Internasional Konsorsium ABB dan Marubeni
untuk membangun 2 blok. Dengan menggunakan kabel bawah tanah, listrik sebesar 150 KV
disalurkan ke GI Plumpang dan GI Ancol. Selain itu listrik juga dialirkan melalui saluran udara
tegangan tinggi (SUTT) 150
KV ke Kemayoran I/II, dan Plumpang I/II. Setelah PLTGU Priok sempurna untuk dioperasikan
maka dilakukan sinkronisasi ke sistem kelistrikan Jawa-Bali.
Sampai saat ini, kemampuan Sumber Daya Manusia yang dimiliki Unit Pembangkitan
Priok merupakan aset yang tak ternilai. Selain memiliki SDM profesional yang ahli di bidangnya,
pihak manajemen juga berhasil mengelola perusahaan dengan baik. Terbukti dengan
berhasilnya mendapat sertifikat ISO 9002, ISO 14001 dan SMK 3 dan ISO 9001 versi 2000.
2.3 Stuktur Organisasi
UBP Priok dipimpin oleh seorang General Manager yang dibantu oleh enam orang
Manageryang bertaggung jawab pada bidangnya masing-masing dan seorang Supervisor Senior
untuk menangani PLTD Senayan.
Keenam manager tersebt adalah:
1. Manager Operasi dan Niaga
2. Manager Pemeliharaan
3. Manager Logistik
4. Manager SIS dan Keuangan
5. Manager SDM dan Humas
6. Manager Engineering dan Manajeman Aset(MEMA)
Masing –masing manager bidang dibantu oleh beberapa Supervisor Senior yang bertanggung
jawab pada unit masing-masing.
2.4 Makna Bentuk dan Warna Logo
Logo PT Indonesi Power adalah sebagai berikut:
Gambar 2.3 Logo PT.Indonesia Power
Makna bentuk dan warna logo perusahaan PT. Indonesia Power merupakan cerminan
identitas dan lingkup usaha yang dimilikinya.
Secara keseluruhan nama Indonesi Power merupakan nama yang kuat untuk
melambangkan lingkup usaha perusahaan sebagai power utilty company di Indonesia.
Walaupun bukan merupakan satu-satunya power utility company di Indonesia, namun karena
perusahaan memiliki kapasitas terbesar di Indonesia bahkan di kawasannya, maka nama
Indonesia Power dapat dijadikan brand name.
Bentuk
Karena nama yang kuat INDONESIA dan POWER ditampilkan dengan menggunakan jenis huruf
(font) yang tegas dan kuat, yaitu futura book/regular dan futura bold.
Aplikasi bentuk kilatan petir pada huruf “O” melambangkan tenaga listrik yang merupakan
lingkup usaha utama perusahaan.
Titik atau bulatan merah (red dot) di ujung kilatan petir merupakan simbol perusahaan yang telah
digunakan sejak masih bernama PT PLN PJB I. Titik ini merupakan simbol yang digunakan di
sebagian besar materi komunikasi perusahaan. Dengan simbol yang kecil ini diharapkan
identitas perusahaan dapat langsung terwakili.
Warna
1. Merah
Diaplikasikan pada kata INDONESIA, menunjukkan identitas yang kuat dan kokoh sebagai
pemilik sumber daya untuk memproduksi tenaga listrik, guna dimanfaatkan di Indonesia, dan
juga di luar negeri.
2. Biru
Diaplikasikan pada kata POWER. Pada dasarnya warna biru menggambarkan sifat pintar dan
bijaksana. Dengan aplikasi pada kata power, maka warna ini menunjukkan produksi tenaga
listrik yang dihasilkan perusahaan memiliki ciri-ciri:
o Berteknologi tinggi
o Efisien
o Aman
o Ramah lingkungan
2.5 Paradigma, Visi, dan Misi, Tujuan, Motto Indonesia Power
Dalam melaksanakan operasionalnya, PT. Indonesia Power memegang teguh
disiplin kerja dan etika kerja yang mempengaruhi terhadap motivasi dan kinerja karyawan,
sehingga mampu melaksanakan produksi dan operasi dengan baik. Visi, Misi dan Tujuan PT.
Indonesia Power adalah :
Paradigma:
”Hari ini lebih baik dari hari kemarin, hari esok lebih baik dari hari ini”.
Visi:
” Menjadi Perusahaan Publik dengan Kinerja kelas Dunia dan bersahabat dengan
Lingkungan ”.
Misi :
“ Melakukan usaha dalam bidang ketenagalistrikan dan mengembangkan usaha-usaha
lainnya yang berkaitan, berdasarkan kaidah industri dan niaga yang sehat, guna menjamin
keberadaan dan pengembangan perusahaan dalam jangka panjang “.
Tujuan:
Menciptakan mekanisme peningkatan efisiensi yang terus-menerus dalam penggunaan sumber
daya perusahaan.
Meningkatkan pertumbuhan perusahaan secara berkesinambungan dengan bertumpu pada usaha
penyediaan tenaga listrik dan sarana penunjang yang berorientasi pada permintaan pasar yang
berwawasan lingkungan.
Menciptakan kemampuan dan peluang untuk memperoleh pendanaan dari berbagai sumber yang
saling menguntungkan.
Mengoperasikan pembangkit tenaga listrik secara kompetitif serta mencapai standar kelas dunia
dalam hal keamanan, keandalan, efisiensi maupun kelestarian lingkungan.
Mengembangkan budaya perusahaan yang sehat diatas saling menghargai antar karyawan dan
mitra kerja, serta mendorong terus kekokohan integritas pribadi dan profesionalisme.
Motto:
”Bersama.......kita maju”.
BAB IIIPENGENALAN SISTEM PEMBANGKIT
UBP PRIOK
3.1 Bagian – Bagian Utama Pada PLTGU Combined Cycle
PLTGU combined Cycle merupakan pusat pembangkit kombinasi gas dan uap dimana
pada pembangkit ini terdiri dari rangkaian sistem PLTG dan PLTU yang saling dikombinasikan.
Proses produksi pada unit pembangkit listrik tenaga uap dan gas mempunyai beberapa
tahap yang menghasilkan energi listrik yang berasal dari suatu proses dimana proses tersebut
memanfaatkan suatu tahapan – tahapan yang sangat mempengaruhi kegiatan sistem produksi
tersebut dan dikontrol dari ruang pusat kontrol dengan menggunakan sebuah perangkat lunak
buatan ABB(Asea Brown Boveri). Proses produksi ini secara gambaran umum dapat terlihat
seperti gambar proses dibawah ini .
Listrik Energi mekanik Energi kalor Energi Potensial
Energi mekanik
Listrik
Gambar 3.1 Sistem produksi PLTGU
Dari gambar diatas dapat terlihat bahwa proses ini memanfaatkan listrik untuk dijadikan
menjadi energi mekanik dan mekanik tersebut dimanfaatkan sehingga menghasilkan energi
potensial dimana energi potensial ini diubah menjadi energi mekanik sehingga hasilnya akan
berupa suatu energi listrik.
Pada pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap ( PLTGU ) mempunyai empat komponen
utama, yaitu :
3.1.1. Turbin dan Generator Gas dan Uap
Konstruksi utama dari turbin gas seperti yang terlihat pada gambar terdiri dari kompresor
dan turbin yang berada pada rotor yang sama (single shaft) yang ditumpu oleh konstruksi
baja. Pada PLTGU UBP Priok gas turbine yang digunakan ialah gas turbin ABB type 13 E
dengan daya terpasang 130 MW. Gas turbine ini ialah gas turbine dengan single Burner dan
single Combustor. Bahan bakar utama yang digunakan ialah gas dan untuk cadangan
digunakan HSD. Gas Turbin ini menghasilkan suhu exhaust (keluaran) dengan kisaran suhu
antara 480°C s/d 535°C , dimana suhu ini dimanfaatkan untuk memanaskan HRSG(Heat
Recovery Steam Generator).
Sistem sudu – sudu turbin gas terdiri dari sudu pengarah yang ditempatkan di dalam
rumah turbin atau penyangga sudu penyerah dan sudu jalan.
Untuk memutar kompresor, kecepatan turbin gas dibuat lebih tinggi, supaya diameternya
bisa dibuat lebih kecil dan sudu – sudunya bisa dibuat lebih panjang.
Daya yang dihasilkan turbin dapat diperhitungkan dengan menggunakan persamaan:
di mana: PT = daya yang dihasilkan turbin keseluruhan (kW)
PV = daya yang diperlukan untuk menggerakkan kompresor (kW)
PN = daya efektif yang keluar untuk memutar mesin (kW)
Biasanya daya efektif pada turbin gas sudah diketahui karena ukuran turbin gas
ditentukan oleh daya yang berguna. Daya yang dihasilkan turbin gas harus dibagi sebagian
untuk menggerakkan kompresor udara dan sebagian lagi untuk menggerakkan generator listrik.
Spesifikasi dari Turbin Gas ABB GT 13E :
a. Turbin Gas
Pabrik : Asia Brown Boveri (ABB)
Jumlah sudu : 5 (lima) tingkat
Kompresor : 21 (duapuluh satu) tingkat
Model : GT-13E SBK
Kapasitas : 140.830 KW
Putaran : 3000 rpm
Suhu Uap Masuk : Beban dasar : 1070 oC
Beban puncak : 1115 oC
Suhu Gas Buang : Beban dasar : 527 oC
Beban puncak : 554 oC
Bahan Bakar : Minyak HSD : 30,426 ton/jam/unit
Gas Propane : 9,2 kg/sec/0,011 MMBTU/kWh
Temperatur : Udara masuk : 30 oC
Gas buang : 554 oC
Tahun Pembuatan : 1992
b. Generator
Pabrik : ABB GT
Type : WY Z1L-097LLT
Phasa : 3 (tiga)
Frekuensi : 50 Hz
Faktor Daya : 0,8 (lagging)
Tegangan : 15,750 kV
Putaran : 3000 rpm
Kapasitas : 210.999 kVA
Massa : 2,72 Ton
J : 5,72 Ton m2
Stator : U = 15.750 V I = 7698 Amp CLB (IEC)
Rotor : U = 310 V I = 1473 Amp
Insulation Class : F-stator
Tahun Pembuatan : 1992
c. Turbin Uap
Pabrik : ABB
Type : DKZ-Z-2094
Serial : I-36021
Putaran : 3000 rpm
Kapasitas : 199.600 kW
Jumlah Sudu : 30 (tigapuluh) tingkat
Temperatur : 479 oC
Tekanan : 60 bar
Tahun Pembuatan : 1992
Gambar 3.2 – Turbin Uap pada PLTGU Priok
d. Generator
Pabrik : ABB GT
Type : WY-Z1L-100LLT
Serial : HM 300792
Fasa : 3 (tiga) Y
Frekuensi : 50 Hz
Faktor Daya : 0,9
Tegangan : 18.000 kV
Putaran : 3000 rpm
Kapasitas Daya : 236.000 kVA
Nominal Output : 223.000 kVA
Arus : 7153 Amp
Insulation Class : F-stator
Tahun Pembuatan : 1992
3.1.2 HRSG ( Heat Recovery Steam Generator )
Heat Recovery Steam Generator (HRSG) merupakan peralatan yang berfungsi
untuk mengubah air menjadi uap pada temperatur dan tekanan tertentu dengan memanfaatkan
energi kalor dari gas buang dari Gas Turbin Generator (GTG) yang masih tinggi dengan
temperature ± 550 C. Peralatan ini terdapat pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap
(PLTGU) yang menggunakan siklus kombinasi (Combined Cycle). HRSG bertujuan untuk
memanfaatkan panas dari aliran gas panas. HRSG memproduksi uap untuk menggerakkan
steam turbin.
Gambar 3.3 HRSG
Prinsip kerja HRSG, dapat dilihat pada diagram siklus rankine dibawah ini.
Gambar 3.4 Diagram siklus Rankine
- Aliran fluida air pada titik 1 – 4 terjadi pada fluida air yang dipompa kedalam HRSG .
- Aliran fluida air pada titik 1 – 2 terjadi pemanasan air menjadi fasa uap basah didalam HRSG .
- Aliran fluida uap pada 2 – 3’ terjadi penyerahan uap kering dari HRSG ke STG .
HRSG memiliki dua tekanan kerja yaitu tekanan rendah LP system dan tekanan
tinggi HP system . Adapun proses pembentukan uap pada sisi tekanan rendah (LP) maupun
tekanan tinggi (HP) dibagi dalam tiga (3) proses yaitu:
1). Proses pada Economizer
Proses yang terjadi disini adalah proses menaikan temperature air make up atau kondensat
sebagai pemanasan awal .
2). Proses pada Evaporator
Proses yang terjadi disini adalah proses menaikan tekanan dan temperatur air make up atau
kondensat yang disirkulasikan secara paksa melalui Economizer sehingga menjadi fasa uap
basah. Proses pada evaporator disebut juga perubahan fasa cair menjadi fasa uap basah .
3). Proses pada Superheater
Proses yang terjadi disini adalah pemanasan lanjut uap dari drum sampai menjadi uap kering
pada tekanan dan temperature tertentu untuk menggerakan STG . Superheater merupakan
proses perubahan fasa uap basah menjadi uap kering .
SISTEM HRSG
1. LP System
a. LP Economizer
Sebelum air make up atau kondensat masuk ke dalam LP drum, air make up atau
kondensat tersebut dipanaskan terlebih dahulu didalam LP Economizer melalui katup SGA
MBV*008 . Kebutuhan air didalam LP drum diatur level control melalui control valve SGA
ACV*001 dan ACV*002.
Jika unit GTG beroperasi dengan bahan bakar HSD maka pompa
kondensate recirculationdioperasikan untuk mensirkulasikan air make up atau kondensat untuk
menjaga temperatur keluar gas buang pada cerobong HRSG tidak berada di titik terjadinya
pengembunan sulfur. Temperatur air make up atau kondensat masuk dan keluar LP
Economizer diatur oleh control valve SGA ACV*003.
Gambar. 3.5 : Skematik diagram LP Economizer
b. LP Evaporator
Air make up atau kondensat yang keluar dari LP Economizer diteruskan ke LP
Drum melaluiDeaerator . Deaerator berfungsi untuk menghilangkan gas – gas yang tidak dapat
dikondensasikan yang mungkin terbawa di dalam air make up atau kondensat dan kemudian
dibuang ke udara luar.
Air make up atau kondensat dari LP drum kemudian disirkulasi secara paksa ke
dalam system evaporator oleh LP Circlulation Pump untuk dipanaskan lanjut sehingga terjadi
perubahan fasa cair menjadi fasa uap . LP drum berfungsi untuk menampung air make up atau
kondensat dan juga merupakan tempat untuk memisahkan fasa air dan fasa uap. Proses yang
terjadi disini adalah pembentukan uap basah .
Gambar3.6 : Skematik diagram LP Evaporator
c. LP Superheater
Uap basah yang keluar dari LP drum diteruskan kedalam system LP Superheater untuk
dipanaskan lanjut yang akan diteruskan ke STG.LP
Superheater
Flue Gas
LP Drum
LP Steam to STG
Gambar 3.7 : Skematik diagram LP Superheater
2. HP System
a. HP Economizer
Air make up atau kondensat dari LP drum dipompakan ke HP drum melalui system HP
Economizer menggunakan pompa HP Transfer Pump. Disini air make up atau kondensat
dipanaskan lagi sehingga temperaturenya naik . Aliran air make up atau kondensat yang masuk
ke HP drum diatur oleh control level melalui dua buah control valve SGA ACV*005 dan SGA
ACV*006.HP Economizer
Flue Gas
LP Drum via HP Transfer
pump
HP Drum
Gambar 3.8 Skematik diagram HP Economizer
b. HP Evaporator
Air make up atau kondensat yang telah dipanaskan di HP Economizer kemudian
diteruskan keHP drum. Air make up atau kondensat dalam HP drum kemudian disirkulasi secara
paksa oleh pompaHP Circulation Pump untuk proses fasa cair menjadi fasa uap basah.
Gambar 3.9 Skematik diagram HP Evaporator
c. HP Superheater
Uap basah dari HP drum kemudian diteruskan ke system HP Superheater 2 untuk
dipanaskan lanjut . Uap keluar dari HP Superheater 2 kemudian di spray untuk menjaga
temperature uap pada batas tertentu yang diijinkan yang diatur melalui control valve SGA
ACV*007 dengan menggunakan air dari pompa HP Transfer Pump. Kemudian dipanaskan lanjut
ke HP Superheater 1 untuk dipanaskan lanjut. Hasil uap keluar dari HP Superheater 1 kemudian
diteruskan STG .
HP Superheater
2
Flue Gas
HP Drum
HP Superheater
1
Spray
HP Steam to STG
Gambar 3.10 Skematik diagram HP Superheater
3.1.3. Auxiliary island / BOP ( balanced Of Plant )
Auxiliary island / BOP adalah komponen penunjang beroperasinya unit PLTGU. Auxiliary
island terdiri dari 6 komponen, antara lain :
Chlorination plant
Chlorination plant berfungsi untuk menghasilkan natrium hypochlorit ( NaOCl ). Natrium
hypochlorit digunakan untuk melemahkan biota-biota laut yang bisa menyebabkan terganggunya
fungsi kerja peralatan, terutama komponen peralatan yang kontak langsung dengan air laut.
Chlorination plant juga menghasilkan produk lain yaitu gas hidrogen. Pada chlorination plant, gas
hidrogen dibuang langsung keudara bebas.
Desalination plant
Desalination plant adalah suatu peralatan yang berfungsi mengolah air laut yang mempunyai
conductivity diatas 50.000 mhos/cm menjadi air tawar (fresh water) yang mempunyai
conductivity berkisar antara 10 mhos/cm sampai dengan 85 mhos/cm. Air hasil produksi
desalination plant digunakan untuk menyuplai water treatment plant, sealing pompa-pompa
tertentu dan sebagai suplai pompa pemadam kebakaran.
Water treatment plant / demineralization plant
Water treatment plant mempunyai fungsi merubah air tawar produksi desalination plant yang
mempunyai conductivity berkisar antara 10 mhos/cm sampai dengan 85 mhos/cm menjadi
air murni yang mempunyai conductivity ≤ 0.3 mhos/cm.
Air murni tersebut berfungsi sebagai air penambah sistem boiler, air
penambah CCW ( Closed Cooling Water ), dan sebagai sealing pompa-pompa tertentu.
Waste water treatment plant
Waste water treatment plant adalah suatu peralatan yang berfungsi untuk mengolah limbah cair
hasil produksi unit PLTGU sehingga layak untuk dikembalikan ke laut. Pengolahan tersebut
meliputi penetralan pH berkisar antara 6,5 sampai dengan 8.5, penurunan suhu sampai ≤ 38 oC,
dan suspended solid / kejernihan air harus bersih.
Peralatan udara tekan ( sistem udara instrumen dan sistem udara servis))
Peralatan udara tekan berfungsi menghasilkan udara bertekanan yang dipergunakan untuk
menyuplai sistem udara instrumen diunit pembangkit antara lain : HRSG, steam turbin, main
control building, water treatment plant, desalination plant, chlorination plant dan untuk menyuplai
udara servis diunit pembangkit antara lain : HRSG, steam turbin, gas turbin, fuel oil forwading
pump, fire fighting, chlorination plant, desalination plant, water treatment plant. Sistem udara
instrumen dilengkapi dengan alat pengering udara / air dryer sedangkan pada sistem udara
servis tidak. Udara untuk sistem udara instrumen dan udara servis dihasilkan oleh kompresor
yang ditampung didalam tanki udara instrumen dan tanki udara servis.
Pada sistem produksi PLTGU mempunyai 3 pola operasi turbin untuk menghasilkan daya
yang diinginkan dengan pola sebagai berikut :
1. Combined cycle : operasi normal dari CCPP yaitu Turbin Gas, HRSG dan Turbin Uap bersama-
sama secara normal.
2. Single cycle + Steam By Pass Operation : operasi abnormal dari CCPP yaitu tanpa turbin uap,
sedangkan turbin gas, HRSG dan siklus uap/air dan sistem air pendingin masih beroperasi.
3. Single cycle + Fuel Gas By Pass : hanya turbin gas saja yang beroperasi dan gas buangnya
dilewatkan ke by pass stack (Open Cycle).
Namun untuk memulai proses diatas maka dibutuhkan suatu tahapan – tahapan yang
akan membuat proses tersebut berjalan dimana proses tersebut berawal dari suatu proses
starting hingga proses pengereman seperti yang terlihat pada tampilan grafik berikut ini.
Desalination Plant Chlorination Plant
Waste Water Treatment Plant Water Treatment Plant
3.2 Prinsip Kerja Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Priok
Pada prinsipnya PLTGU adalah penggabungan PLTG dan PLTU, dengan memanfaatkan
energi panas yang terbuang dari hasil pembakaran pada PLTG untuk memanaskan air pada
HRSG (Heat Recovery Steam Generator) sehingga menghasilkan uap yang mampu
menggerakkan turbin. Siklus yang terjadi pada PLTGU merupakan siklus tertutup yang terdiri
dari siklus turbin gas dan siklus turbin uap. Dengan demikian energi dimanfaatkan secara
optimal.
Untuk mengaktifkan 1 unit PLTGU maka generator yang terdapat pada gas tubine akan
diubah menjadi sebuah motor dengan menggunakan sistem SFC(Static Frequency Converter)
dengan menggunakan thyristor (konverter tiga fasa), dimana thiyristor tersebut bekerja dengan
menggunakan prinsip trigger dari sebuah gerbang catu untuk bekerja dan setelah tegangan AC
dirubah menjadi tegangan DC maka arus DC tersebut dimanfaatkan sebagai pengeksitasi yang
terhubung ke bagian motor dari generator. Thyristor ini di gunakan karna dalam aplikasinya
thyristor ini bekerja hingga level daya 120 kW.
Gambar 3.3 Proses Penggerakan Motor Menggunakan Thyristor
Sehingga generator turbin berfungsi sebagai alat yang menggerakkan poros. Pada tahap
awal ini generator berfungsi untuk menggerakkan kompresor sehingga kompresor mampu
menghasilkan tekanan udara. Dengan tekanan yang besar, udara disalurkan ke dalam ruang
pembakaran ( Combustion Chamber ) bersama-sama dengan masuknya bahan bakar ( minyak
dan gas ) beserta udara lingkungan yang berasal dari lingkungan luar yang sudah difilter. Dari
proses pembakaran menghasilkan panas yang besar yang kemudian kalor ini berfungsi sebagai
penggerak turbin gas. Turbin gas akan menggantikan fungsi generator yang pertama kali
menggerakkan kompresor, dan akan menggerakkan generator tersebut sehingga generator
menghasilkan listrik.
3.2. Langkah – Langkah Pengoperasian PLTGU
Saat ini PLTGU Priok memiliki dua blok pembangkit. Setiap blok terdiri dari 3 unit PLTG
dan 1 unit PLTU.
Gambar 3.11 Proses Pembangkitan Listrik pada PLTGU Priok
3.2.1 Proses pada Turbin Gas (PLTG)
Bahan gas alam (natural gas) yang disupply dari ARCO Station (1) langsung dimasukkan
ke dalam ruang bakar/Combustion Chamber (2) bersama-sama dengan udara yang disupply dari
Main Compressor (4) setelah terlebih dahulu melalui saringan udara/Air Filter (5). Maka akan
menghasilkan gas panas yang selanjutnya akan dimasukkan langsung ke dalam Turbin Gas (3)
sedangkan gas bekas yang telah melalui turbin gas tadi, apabila tidak dipakai (open cycle) akan
langsung dibuang keluar melalui katup (8), tetapi bila dipakai lagi (closed cycle) akan
dimasukkan kembali melalui katup (9) ke dalam Heat Recovery Steam Generator HRSG (10)
3.2.2. Proses pada Turbin Uap (PLTU)
Air pengisi yang berada di dalam deaerator (11) akan dibagi dua yaitu melalui Low
Pressure Flow Water/LPFW (13) dan High Pressure FW/HPFW (12). Air pengisi yang dari HPFW
akan dimasukkan ke dalam HRSG setelah melalui pipa/saluran uap HP Admission Steam
diteruskan ke Turbin Uap High Pressure Turbine/HPT (15) yang sebelumnya terlebih dahulu
melalui Katup Uap Utama (14) dan setelah itu diteruskan lagi ke Low Pressure Turbine/LPT (16)
yang selanjutnya dikopling dengan Generator (17) untuk menghasilkan tenaga listrik melalui
Penghantar (18).
Uap bekas yang keluar dari LPT tadi akan dialirkan kembali ke dalam Condenser (19)
untuk diubah kembali menjadi air kondensat setelah dikondensasi oleh air pendingin/air laut. Air
kondensat selanjutnya akan dipompakan oleh Condensate Pump (20) untuk selanjutnya terus
dimasukkan ke dalam Feed Water Tank yang berada pada deaerator.
Air dari Condensate Pump tadi dicabang lagi ke dalam HP Bypass (21), uap diatur
dengan Katup uap tekanan tinggi (22), sedangkan cabang yang lain yaitu LP Bypass (23) uap
diatur dengan Katup uap tekanan rendah (24). Katup uap tekanan tinggi utama (25) digunakan
untuk mengatur jumlah uap tekanan tinggi masuk ke dalam turbin uap (HPT), sedangkan uap
tekanan tinggi yang dipakai untuk memanaskan deaerator diatur jumlahnya oleh Katup Uap (26).
3.2.3. Proses Penyaluran Tenaga Listrik
Tenaga listrik yang dikeluarkan dari Penghantar Listrik PLTG (17) bertegangan 15,75 kV
dan dari Penghantar Listrik PLTU (18) bertegangan 18 kV kemudian dinaikkan oleh Main
Transformer menjadi 150 kV untuk selanjutnya diinterkoneksi pada sistem jaringan Jawa-Bali
Secara spesifik, proses pembangkitan tegangan pada Gas Turbine Generator UBP Priok
dibagi dalam 25 langkah kerja. Generator PLTGU Priok memakai SFC sebagai penggerak mula,
dimana generator akan bekerja sebagai motor terlebih dahulu hingga gas turbin mencapai
kecepatan nominal 2800 rpm. Turbin berada dalam keadaan kerja autonom dimulai dari 700 rpm
hingga kemudian pada 2500 rpm, SFC dilepaskan dari sistem. Kemudian pada 2800 rpm, proses
eksitasi dimulai untuk kemudian generator mampu menghasilkan tegangan keluaran. Secara
lengkap langkah – langkah pembangkitan tegangan pada Gas Turbine Generator Priok adalah
sebagai berikut:
Step 1
1. Pengaktifan pasokan minyak pelumas
2. Pembukaan saluran pembuangan udara
3. Pemilihan bahan bakar diatur ke bahan bakar cair
Keterangan:
Pada langkah pertama, sistem pelumasan diaktifkan untuk melumasi area – area yang
melakukan gerak yaitu pada beberapa bagian turbin dan bantalan – bantalannya. Selain itu,
dilakukan pemilihan bahan bakar berupa bahan bakar cair atau HSD (High Solar Diesel).
Step 2
1. Pemilihan bahan bakar gas
2. Pemilihan bahan bakar dual
Keterangan:
Pada langkah kedua, apabila diinginkan sistem bahan bakar gabungan, maka pemilihan bahan
bakar gas dan dual haruslah diaktifkan.
Pada Langkah 1 dan Langkah 2 diketahui bahwa pengoperasian dimulai dengan pembukaan
aliran minyak pelumas serta pembukaan jalur gas buang. Turbin gas sendiri dapat dioperasikan
dengan menggunakan bahan bakar gas maupun cair (HSD) atau bahkan penggabungan dari
kedua bahan bakar tersebut. Langkah ini perlu dilakukan karena sebelum start up turbin gas,
sistem rotor turning atau rotor barring sudah terlebih dahulu diaktifkan. Pembukaan exhaust gas
tract dilakukan untuk menghindari kegagalan (trip) turbin karena apabila dicapai suhu exhaust
(TAT) ± 575°C turbin akan trip.
Step 3
1. Stop Valve berada pada posisi terbuka
2. Kipas Pembuangan Udara dikondisikan terbuka
3. Relief Valve berada pada posisi tertutup
4. Pemilihan bahan bakar gas
Keterangan:
Pada langkah ketiga, Stop Valve diatur dalam posisi terbuka dan kipas pembuangan udara juga
diatur dalam posisi terbuka. Akan tetapi Relief valve dari generator diatur dalam posisi tertutup.
Kemudian dilanjutkan dengan pemilihan gas sebagai bahan bakar sebelum proses automatic
start dijalankan.
Step 4
1. Pemilihan bahan bakar cair
2. Pemilihan bahan bakar dual
Keterangan:
Pemilihan bakar dilakukan untuk mengganti bahan bakar yang telah dipilih dari gas menjadi
bahan bakar cair ataupun bekerja secara dual.
Step 5
1. Pengaktifan Fuel Forward System
Keterangan:
Fuel Forward System merupakan mekanisme pengaturan pasokan bahan bakar gas dari tempat
penampungannya menuju ke saluran bahan bakar sebelum akhirnya menuju ruang pembakaran.
Step 6
1. Pengaturan tekanan yang rendah pada tempat pengiriman bahan bakar cair
2. Pembukaan Main Stop Valve dari penampungan bahan bakar cair
Keterangan:
Pembukaan Main Stop Valve bertujuan untuk memulai pengaliran bahan bakar cair dari tempat
penampungannya dengan tekanan yang diatur pada tingkat rendah.
Step 7
1. Pompa bahan bakar minyak dijalankan
Keterangan:
Pompa bahan bakar minyak dijalankan sebagai kelanjutan dari langkah sebelumnya untuk
mengalirkan bahan bakar cair.
Pada Langkah 3 sampai dengan Langkah 7 merupakan suatu mekanisme pemilihan
bahan bakar, baik gas, cair, maupun gabungan, untuk dipasok ke dalam sistem pembakaran
nantinya.
Adapun Start Up dengan menggunakan bahan bakar gas adalah:
1. Pada saat automatic start dilakuan pilihan bahan bakar gas
2. Relief Valve MBP31 AA002 masih dalam keadaan tertutup, sedangkan Main Shut-off Valve
MBP31 AA001 dalam keadaan terbuka. Aliran dari bahan bakar gas sepanjang Trip Valve
MBP31 AA003 masih dalam keadaan tertutup sehingga aliran bahan bakar masih tertahan
sampai saat di mana Gas Relief Fan MBP31 AN01 diaktifkan.
3. Proses start up dilanjutkan setelah Operator mendapat feedback berupa keterangan dari Main
Shuf-off dan Gas Relief Fan yang telah beroperasi serta Relief Valve telah tertutup.
4. Setelah tercapainya kecepatan nominal dari turbin untuk memulai proses pembakaran atau
ignition, maka Trip Valve akan berada pada posisi terbuka sehingga kemudian Fuel Ignition
System akan beroperasi. Pasokan gas setelahnya berada dalam kendali Control Valve MBP31
AA007 dan Ignition Gas/Blow-off Valve MBP32 AA001.
5. Gas propane yang dipasok oleh Ignition Fuel System MBQ30 akan menyulut Ignition Torch
MBM31 AV003. Hal ini berlangsung hingga tekanan nominal telah tercapai oleh Control Valve
yang kemudian memicu operasi otomatis dari Blow-off Valve.
6. Ketika Trip Valve dibuka, terjadi perubahan posisi dari Blow-off yang semula tertutup menjadi
dalam keadaan terbuka. Hal ini mengakibatkan mengalirnya gas dari Ignition Das menuju Orifice
MBP BP001 untuk kemudian menuju Burner MBM31 dan berakhir di Ruang Pembakaran
(Combuster) MBM30.
7. Setelah pembakaran perdana berhasil, 3 buah monitor pengawas, MBM CN001, MBM CN002,
MBM CN003 akan bekerja mengawasi proses pembakaran tersebut. Proses penyulutan yang
dilakukan dihentikan sementara Control Valve mengatur besar bukaan katup aliran gas ke dalam
ruang bakar agar sesuai dengan kerja pembebanan yang diinginkan.
Adapun Start Up dengan menggunakan bahan bakar cair (HSD) adalah kurang lebih seperti
proses Start Up dengan bahan bakar gas, hanya saja terdapat beberapa perbedaan langkah
kerja yaitu:
1. Main Stop Valve MBM31 AA001 akan terbuka dan dengan bantuan Fuel Oil Pump MBN32
AP001 akan mengatur tekanan aliran bahan bakar.
2. Fuel Pump MBN32 AA001 berfungsi untuk memberikan tekanan tambahan pada bahan bakar
sebelum kemudian dialirkan menuju Relief Valve MBN32 AA002.
3. Aliran bahan bakar akan kembali ke tangki utama dan menuju Minimum Flow Valve MBN32
AA001 setelah Turboset Gas mencapai nilai yang telah ditetapkan berdasarkan kebutuhan.
Minimum Flow Valve berfungsi untuk meningkatkan tekanan pada bahan bakar. Aliran bahan
bakar ini bertujuan untuk menghindari Fuel Oil Pump atau pompa bahan bakar minyak dari
panas berlebih.
4. Ignition Gas System akan bekerja setelah kecepatan penyulutan berada pada nilai yang
ditentukan, yang mana secara bersamaan Trip Valve akan terbuka dan mengalirkan bahan
bakar melalui Filling Valve menuju Nozzle MBM31 AV001.
5. Fuel Oil Relieve Valve akan terbuka secara sempurna. Leakage Valve pada jalur utama menuju
Fuel Oil Leakage Return System pun akan terbuka. Sementara Fuel Oil Drain Valve akan
tertutup dan Fuel Nozzle di sisi kanan akan terbuka untuk memberikan tekanan minimum.
6. Bahan bakar kemudian mengalir melalui Nozzle menuju ruang bakar dan mengalami
pembakaran. Saat pembakaran terjadi, 3 monitor pengawas akan bertugas untuk mengawasi
proses pembakaran, sementara Control Valve dan Nozzle akan terbuka sesuai dengan
kebutuhan dari penggunaan bahan bakar yang bergantung pada beban yang ditanggung.
Step 8
1. Pasokan minyak pelumas diaktifkan
Keterangan:
Dengan dimulai nya aliran bahan bakar untuk memulai pembakaran maka pompa-pompa sistem
pelumasan akan di aktifkan. Fungsi dari pelumasan pada mesin gas turbin adalah untuk
mengurangi gaya gesek pada mesin, untuk pendinginan, dan pencegahan karat.
Step 9
1. Saluran pembuangan gas berada dalam keadaan terbuka
2. Tekanan minyak pengaman diatur dalam keadaan minimum
3. Pasokan Power Oil diaktifkan
4. Proses pendinginan diaktifkan
5. Sel CW PPS diatur dalam keadaan minimum
6. Pembilasan mulai untuk dilaksanakan
Keterangan:
Selanjutnya saluran gas buang akan terbuka, sistem pendinginan akan diaktifkan untuk
mengurangi temperatur di dalam turbin gas. Pada Langkah 9 ini, Power Oil Supply akan
diaktifkan untuk menyediakan pasokan oli yang dibutuhkan dalam proses mengaktifkan kontrol
hidrolik dan sistem proteksi.
Tekanan minyak di sistem pelumasan pada tahap ini berada dalam keadaan minimum melalui
pemberian tekanan oleh Safe Oil Pressure. Akan tetapi, apabila tekanan minyak dalam sistem
pelumasan mengalami penurunan melebihi ambang batas yang ditetapkan, Emergency Oil
Pressure akan bekerja dan memberikan tekanan tambahan untuk menjaga agara tekanan tetap
seimbang.
Sistem pendingin berfungsi juga menghindari kegagalan bekerja (trip) di generator yang
disebabkan oleh:
Suhu udara pendingin generator (warm) pada kedua channel mencapai 125°C
Suhu Udara rotor colling system melampaui 350°C
Step 10
1. Kecepatan perputaran turbin telah mencapai 800 rpm atau lebih dalam jangka waktu 5 menit
semenjak proses dimulai
2. Perlengkapan starting dalam keadaan flush.
3. Fuel Valve diatur dalam keadaan terbuka untuk mengalirkan bahan bakar
4. Pembakaran tetap berlangsung
5. Boiler Furge berada dalam keadaan aktif.
Keterangan:
Pada Langkah 10 ini, kecepatan perputaran turbin diharuskan untuk mencapai nilai minimal 800
rpm dalam jangka waktu 5 menit setelah proses dimulai. Sementara itu, pembukaan katup bahan
bakar merupakan suatu persiapan dalam pembakaran bahan bakar bertekanan tinggi dengan
injektor pada ruang pembakaran.
Step 11
1. Starting Equipment diatur dalam keadaan menyala
2. Kecepatan putaran turbin berkurang hingga kurang dari 700 rpm.
3. Pengambilalihan dilakukan oleh Furge
4. Proses pembakaran berlangsung.
Keterangan:
Proses starting yang akan dijalankan kembali menghendaki turbin untuk berputar dengan
kecepatan maksimum kurang dari 700 rpm.
Step 12
1. Pembukaan saluran gas pembuangan
2. Starting Equipment diaktifkan
3. Kecepatan perputaran turbin dicapai hingga lebih dari 2500 rpm
4. Proses pembakaran tetap berlangsung
Keterangan:
Proses pembakaran yang dilakukan dengan pengaturan Control Valve bahan bakar berlangsung
terus menerus hingga kecepatan putaran turbin mencapai angka 2500 rpm.
Step 13
1. Pasokan bahan bakar gas dalam keadaan berfungsi
2. Gas Main Stop Valve berada dalam keadaan terbuka
3. Pasokan bahan bakar cair dalam keadaan tertutup
4. Pengaturan aliran gas pada kondisi maksimum
5. Gas Main Relief Valve berada dalam keadaan tertutup
6. Pasokan bahan bakar cair diubah ke keadaan terbuka
7. Pengaturan aliran gas pada kondisi minimum
8. Pasokan bahan bakar gas dihentikan
9. Pasokan bahan bakar dual (gas dengan cair) dijalankan
Keterangan:
Langkah 13 ini merupakan suatu langkah peralihan dari suatu proses pembakaran dengan
menggunakan bahan bakar gas menuju proses pembakaran dengan bahan bakar cair. Dalam
proses peralihan tersebut, pengaturan terhadap pembukaan dan penutupan terhadap katup
yang terlibat menjadi sangat penting untuk mencegah terjadinya backfire yang dapat merusak
sistem.
Step 14
1. Ruang Bakar dikondisikan pada keadaan tidak bekerja
2. Sistem Proteksi terhadap turbin diaktifkan
3. Kecepatan perputaran turbin diturunkan hingga kurang dari 700 rpm
4. Gas Trip Valve diatur pada keadaan Normally Closed
5. Pemilihan bahan bakar dialihkan dari gas menjadi bahan bakar cair
Keterangan:
Dalam proses peralihan penggunaan bahan bakar, hal pertama yang harus dilakukan adalah
menghentikan aktivitas pembakaran sehingga ruang pembakaran berada dalam keadaan tidak
bekerja. Kemudian sistem proteksi terhadap turbin dilakukan untuk mencegah terjadinya
kerusakan pada turbin akibat penurunan kecepatan putaran hingga kurang dari 700 rpm.
Kemudian Gas Trip Valve diatur dalam keadaan tertutup untuk selanjutnya terjadi peralihan
bahan bakar dari gas menjadi cair.
Step 15
1. Pengaturan Propane Gas Valve
2. Ignition Transformer
3. Start-up Integrator
4. Pengaturan Cool Air Valve
5. Pengaturan Propane Gas Valve pada keadaan terbuka
6. Proses pembakaran berlangsung kembali
Keterangan:
Setelah terjadi pergantian bahan bakar dari gas menjadi cair, proses penyulutan harus diulang
kembali dengan mengalirkan gas propane ke dalam ruang bakar bersamaan dengan bahan
bakar cair melalui Nozzle dan sekaligus mengaktifkan proses pendingin
Step 16
1. Proses pembakaran berlangsung selama kurang lebih 10 detik
2. Posisi Ignition Gas Bleed pada keadaan beroperasi
3. Status bahan bakar adalah bahan bakar cair
Keterangan:
Langkah 16 merupakan suatu langkah awal sebelum dilakukan proses pemindahan bahan bakar
dari cair menuju gas.
Step 17
1. Release Valve dari bahan bakar cair diatur pada keadaan tertutup
2. Shut-off Valve dari bahan bakar cair kemudian ditetapkan pada keadaan tertutup
3. Cool Air Valve kemudian diatur pada keadaan tertutup
4. Pemilihan bakar bakar dari cair menjadi gas
Keterangan:
Setelah terjadi pembakaran selama 10 detik, proses pembakaran dihentikan untuk kemudian
dilakukan penggantian bahan bakar dari cair menuju gas.
Step 18
1. Pembakaran berlangsung selama 10 detik
Step 19
1. Propane Gas Valve diatur dalam keadaan tertutup
2. Pembakaran terus berlangsung
3. Ignition Transformer dimatikan
Keterangan:
Penghentian penyaluran gas propane ke dalam ruang pembakaran dilakukan dikarenakan
temperatur pada ruang bakar telah memungkinkan dilakukannya pembakaran tanpa perlu
dilakukannya penyulutan (keadaan stabil).
Step 20
1. Kecepatan putaran turbin telah mencapai lebih dari 2500 rpm
2. Kontrol Start up diatur dalam keadaan lebih tinggi
Keterangan:
Proses pembakaran yang stabil memungkinkan turbin untuk mencapai kecepatan 2500 rpm atau
lebih. Pada keadaan ini, sistem penggerak awal dilepaskan dari turbin sehingga turbin berfungsi
secara autonom dengan bergantung kepada kontrol bahan bakar.
Step 21
1. Starting Equipment dalam keadaan mati
2. Kecepatan putaran turbin mencapai angka 2826 rpm
Keterangan:
Perputaran mandiri turbin berlangsung terus hingga angka 2826 rpm sebelum kemudian
memulai proses eksitasi atau pembangkitan tegangan.
Step 22
1. Circuit Breaker dari generator mulai untuk dinyalakan
2. Kecepatan putaran turbin mencapai lebih dari 2990 rpm
3. Proses eksitasi berlangsung
4. Voltage Regulator diatur dalam keadaan auto
Keterangan:
Pada Langkah 22, eksitasi yang dimulai sejak 2826 rpm berlangsung terus. Untuk melindungi
generator, CB diaktifkan sehingga mencegah terjadinya arus lebih yang dapat merusak
generator. Dengan bantuan VR, tegangan yang dibangkitkan ditingkatkan hingga mencapai
15,75 kV.
Step 23
1. Generator melakukan sinkronisasi
2. Circuit Breaker dari proses sinkronisasi generator diatur dalam keadaan aktif
Keterangan:
Setelah generator mencapai tegangan yang ditentukan, generator melakukan sinkronisasi
dengan tegangan jaringan untuk membantu mengirimkan pasokan tegangan. Untuk melindungi
proses ini, CB Synchronous Generator diatur dalam keadaan aktif
Step 24
1. Generator tersinkronisasi dengan jaringan
Step 25
1. CB Synchronous Generator kemudian dimatikan
2. CB Generator diaktifkan untuk menjaga tegangan dari generator yang sedang bekerja
Keterangan:
Langkah 24 dan Langkah 25 ini merupakan langkah terakhir dari proses pembangkitan tegangan
di mana tegangan yang dibangkitkan generator telah dipasok ke jaringan dan generator bekerja
parallel dengan generator lainnya.
BAB IVSISTIM BAHAN BAKAR GAS
PADA TURBIN GAS
4.1 Sistim Bahan Bakar Gas
Pada PLTGU priok ada dua jenis bahan bakar yang dapat digunakan yaitu bahan bakar
gas dan HSD(High Speed Diesel). Bahan bakar ini dapat digunakan secara bersamaan namun
hanya dilakukan pada saat pergantian dari bahan bakar gas ke bahan bakarr HSD dan
sebaliknya tampa mematikan unit PLTGU.
Dari kedua jenis bahan bakar ini yang paling sering digunakan ialah bahan bakar gas,
hal ini dikarenakan selain lebih murah dibandingkan HSD juga ramah terhadap lingkungan
tentunya juga memberikan keuntungan yang lebih kepada perusahan.
4.1.1 Fungsi Umum
Sistem bahan bakar gas dari turbin gas bahan bakarnya disuplay ke burnner dengan
jumlah aliran bahan bakar gas sesuai dengan power output yang dibangkitkan oleh turbine
gas. Sistem bahan bakar gas telah diintegrasikan kedalam sistem proteksi pembangkit secara
menyeluruh dengan demikian katup trip akan segera menghentikan aliran bahan bakar yang ke
burner bila terjadi suatu trip emergency.
4.1.2 Desain
Secara skematik sistem bahan bakar gas pada turbin gas dapat dilihat pada gambar
HTCT 305 423 dengan kelengkapan peralatan dan komponen utama sebagai berikut :
- Main shut off valve gas (MSOV) MBP31 AA001
- Relief Valve (RV) MBP31 AA002
- Stop valve (SV) MBP31 AA010
- Trip Valve (TV) MBP31 AA003
- Measurement of gas flow MBP31 CP001
- Control Valve(CV) MBP31 AA007
- Filter/Separator(FS) MBP31 CF001
- Ignition gas/blow off valve MBP32 AA001
- Gas Relief Fan(GRF) MBP33 AN001
- Relief Valve MBP33 AA001
4.1.3 Prinsip Operasi
Secara umum prinsip dari pengoperasian dari sistem bahan bakar gas maupun dengan
HSD pada turbin gas dimulai dari penyalaan awal pada ruang bakar dengan dengan bantuan
gas propane dan busi. Busi akan memberikan percikan api awal untuk menyalakan gas propane,
penyalaan ini akan belangsung selama 10 detik untuk dapat membakar bahan bakar gas yang
digunakan untuk star up dari turbin gas.
Secara spesifik pada proses start up ialah dimulai pada saat tombol automatik start telah
ditekan maka master sequencer akan berlangsung dengan urutan sebagai berikut:
Bahan bakar gas EKG62 akan mensupply gas ke sistem pada tekanan yang telah
ditetapkan yaitu 22 s/d 24 bar. Gas ini akan disalurkan melalui Main shut off valve (MBP31
AA001) dan relief valve (MBP31 AA002) dimana pada masing-masing komponen ini dilengkapi
dengan sebuah motor AC dansebuah manual drive serta diintegrasikan pada satu blok valve.
Kemudian main shut off valve MBP31AA001 akan membuka dan relief valve MBP31
AA002 akan menutup sehingga gas akan mengalir sampai ke katup trip valve MBP31
AA003(katup ini masih dalam keadan menutup). Automatik start juga akan memerintahkan gas
relief fan untuk beroperasi.ketika putaran penyalaan telah tercapai(750rpm) maka katup trip
valve akan membuka dan gas penyala(pilot flame system MBQ30) akan masuk pada kondisi
beroperasi.
Gas sekarang berada pada daerah control valve MBP31AA007 dan pada area ignition
gas/blow off valve MBP32 AA001. Ignition Torch akan menyalakan gas propane yang disupply
oleh sistem bahan bakar penyalaMBQ30,settelah tekanan operasi sebelum control valve MBP31
AA007 tercapaidimana hal ini akan mengakibatkan ignition gas/blow off valve akan berpindah
keposisi menutup (ke arah blow off/pembuangan) berganti ke kondisi membuka (gas penyalaan
ke arah combustor setting).
Selama saat pembakaran awal dari trip valve MBP31AA003 sampai dengan perpindahan
kondisi ke ignition gas/blow off setting akan hilang ke udara terbuka. Ignition gas mengalir
melalui blow off valve yang merupakan katup 3 jalan dan oriface MPB32 BP001 serta burner
MBM31 kedalam combustor MBM 30.
Penyalaan akan dilakukan oleh gas propane MBQ30 yang akan menyala selama 10
detik.dengan sekali penyalaan diharapkan penyalaan awal dari bahan bakar gas sudah berhasil.
Tiga buah flame monitor MBM30CR001, MBM30CR002, dan MBM30CR003, akan diaktifkan
untuk mendeteksi penyalaan awal pada ruang bakar. Untuk langkah berikutnya adalah Control
valve MBP31AA007 akan mulai membuka secara perlahan lahan sehingga aliran gas akan
meningkat diikuti pula dengan penambahan putaran turbin sampai dengan nominal yang telah
ditentukan (3000rpm) dan dilanjukan ke pembebanan pada generator.
Ketika turbine gas dalam kondisi beroperasi control valve MBP31AA007 akan mengatur
supplay bahan bakar gas sesuai dengan power output yang diinginkan. Menurut mode operasi
turbine gas yang telah ditetapkan, maka pengaturan turbin gas dapat dilakukan berdasarkan
controller yang mendapat input dari inlet (set point) dari temperatur dan beban/frequency. Jika
turbin inlet(set point) yang digunakan pada mode pengaturan beban /frequency akan membatasi
temperatur inlet turbin pada batas maksimum. Sedangkan jika turbin inlet(set point) yang
digunakan pada metode temperatur maka akan membatasi beban dan frekwensi pada batas
maksimum. Biasanya set point yang sering digunakan ialah ialah membatasi temperatur, hal ini
dikarenakan akan membuat frekwensi dan beban akan stabil dan peraralan-peralatan utama
seperti generator akan stabil pula.
Gambar 4.1 Set Point pada PLTGU Priok
4.2 Flow Chart Kontrol Pada Sistem Bahan Bakar Gas
Pada proses pengopesarian mulai dari keadaan stand still,start up, kondisi operasi, shut
down,sampai ke keadaan emergency trip, keseluruhan proses berada pada proses master
sequncer. Didalam master sequencer perintah yang berikutnya dapat dilaksanakan apabila
perintah yang sebelumnya dapat terpenuhi. Didalam master sequencer tersebut berisi gerbang-
gerbang logika ,dan pada proses pengaturan aliran bahan bakar gas, gerbang-gerbang logika
yang digunakan ialah: UND, ODR, ESV,dan ASV
1. UND(Elemen AND)
Masukan dan keluaran fungsi ini memiliki struktur E01,E02 hingga Enn, dimana masukan
ini dibatasi maksimum hingga 17 masukan. Pada keluaran A akan dihasilkan sinyal 1apabila
masukan fungsi kesemuanya bersinyal1 pula. Skemanya digambarkan sebagai berikut :
2. ODR(element OR)
Sama halnya dengan UND, ODR juga dapat memiliki beberapa inputan yang jumlahnya
dibatasi hingga 17 masukan. Pada keluaran A sinyal 1 akan dihasilkan apabila sedikitnya salah
satu masukan elemen bersinyal 1. Skema elemet tersebut diatas adalah sebagai berikut:
3. ESV(Element Switch –On Delay)
Pada fungsi elemen ini memiliki satu masukan dan satu keluaran dengan disertai
variable time delay(T). Perubahan masukan E dari 0 – 1 akan diteruskan ke keluaran Adengan
terlebih dahulu mengalami delay waktu sebesar T yang dispesifikasikan pada elemen. Skema
element tersebut ialah:
Saat diaktifkan maka A=E. Perpindahan sinyal masukan 0-1 yang diteruskan menuju
keluaran delay T memiliki diagram sebagai berikut :
4. ASV (Element Switch – Off Delay)
Pada fungsi elemen ini juga memiliki saatu masukan dan satu keluaran yang disertai
dengan variable time delay(T). Pada perubahan sinyal masukan E dari 0-1 juga diteruskan ke
keluaran A dengan terlebih dahulu mengalami delay waktu sebesar T yang dispesifikasikan pada
elemen. Perbedaannya dengan elemen ESV ialah time delay perubahan sinyal pada ESV ialah
menunda saat akan meneruskan masukan ke keluaran. Sedangkan ASV ialah menahan selama
T sinyal keluaran A walaupun telah terjadi perubahan sinyal masukan E. Skema fungsi tersebut
ialah :
Saatmodule diaktifkan maka A = E . diagram perpindahansinyal elemen ini ditunjukan
seperti dibawah ini :
Rangkaian Sequenser Pada Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas
4.3 Proses Kontrol Pada Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas
Pada PLTGU Priok sistem kontrol yang digunakan ialah menggunakan kontrol
DCS. Distributed Control System (DCS) ini dapat diartikan sebagai sistem kontrol yang
terdistribusi merupakan sebuah kontrol sistem yang mendistribusikan data – data dari tiap – tiap
sistem hingga pada suatu main kontrol yang memonitor dari tiap – tiap sistem tersebut. Pada unit
PLTGU digunakan suatu kontrol yang disebut sebagai PROCONTROL P buatan ABB (Asea
Brown Boveri). Dalam unit PLTGU PROCONTROL P yang digunakan ialah PROCONTROL K
(Decontic), dan P14.
Decontic
Kontrol DCS dari Sistem bahan bakar gas pada turbin Gas, didasarkan dari rangkaian
sequenser seperti gambar d bawah ini:
Dari rangkaian diatas sinyal 1 akan diberikan dengan mode pemilihan fuel selection gas
dan sinyal 0 pada fuel selection dual, kedua sinyal ini akan d inputkan pada logika ODR(OR) dan
akan menghasilkan keluran sinyal 1 pada keluaran ODR. Selanjutnya pada main stop
valve(MBP31AA001) akan diberikan sinyal 0 yang kemudian di NOTkan sehingga akaan
menghasilkan sinyal 1 pada keluarannya namun pada saat ini main stop valve masih dalam
keadaan tertutup(belummemberikan supply gas). Selanjutnya pada FG feed pressure akan
diberikan sinyal 1 dimana akan mengukur tekanan gas yang masuk melalui main stop valve
dimana tekana dari gas yang diperlukan 22s/d24 bar. Kemudian sinyal 1 juga diberikan pada
gas relief fan(MBP33AN001) dimana gas relief fan ini digunakan sebagai pendingin dari aliran
gas yang masuk ke ruang bakar. Waktu yang dibutuhkan untuk menyalakn gas relief fan ini yaitu
sekitar 3s, keluaran dari timer pada gas relief fan ini juga akan tetap bernilai sinyal 1. Sinyal-
sinyal 1 dari hasil keluaran diatas akan di inputkan pada logika UND(AND) dimana sesuai
dengan prinsipnya logika UND jika diberikan sinyal 1 pada kesemua inputnya maka keluarannya
akan menghasilkan sinyal 1 pula. Karena semua input yang masuk pada UND semua nya
bernilai 1 maka pada keluarannya akan bernnilai 1 pula, sehingga supply bahan bakar gas akan
diberikan dan proses start up dari turbin gas akan berlangsung temasuk proses pembakaran
serta proses perpindahan penyalaan dari penyalaan awal dengan gas propane ke proses bahan
bakar utama.
BAB VKESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
Adapun kesimpulan yang dapat diambil dari laporan kerja praktek ini adalah sebagai berikut :
1. Gas Turbin PLTGU Priok menggunakan bahan bakar utama Gas Alam dan bahan bakar
cadangan HSD tetapi juga dapat digunakan kedua-duanya (Dual Fuel).
2. Dalam pengoperasiannya PLTGU Priok dapat menggunakan 2 metode, yaitu Open Cycle
maupun Combined Cycle. Bila dioperasikan pada Open Cycle gas buang dari Turbin Gas
langsung dibuang ke atmosfer, sementara bila dioperasikan Combined Cycle dimana panas
yang dihasilkan dari Turbin Gas dimanfaatkan untuk dipakai sebagai pemanas air hingga
menjadi uap untuk menggerakkan Turbin Uap yang prosesnya dilakukan didalam Boiler dalam
hal ini disebut HRSG (Heat Recovery Steam Generator.
3. Dalam Tahap Start-up, terdapat dua instrument yang memungkinkan timbulnya tegangan
keluaran dari generator yaitu:
Static Frequency Converter (SFC)
Static Excitation
4. PLTGU UBP Priok menggunakan sistem PROCONTROL P, dan P14 dari ABB dalam
mengendalikan kegiatan Combined Cycle Plant. PROCONTROL P adalah sistem yang cocok
bagi Combined Cycle Plant PLTGU UBP Priok, karena semua bagian dari PLTGU juga berasal
dari ABB.
5.2 Saran
1. Dalam proses Start-up, setiap proses harus mendapat pengawasan secara berkala terhadap
keadaan temperatur maupun tingkat vibrasi yang dihasilkan. Peralatan yang tidak dalam kondisi
prima, atau dengan kata lain bermasalah, haruslah diberikan perhatian dan perawatan serta
perbaikan apabila diperlukan sehingga tidak mengganggu kinerja pembangkit secara
keseluruhan
2. Penggunaan SFC dibandingkan motor cranking lebih menguntungkan dari sisi ekonomis, yaitu
penghematan biaya untuk pemberian pelumas serta perawatan akibat bagian berputar, juga
menguntungkan dari sisi konstruksi dikarenakan sifatnya yang otomatis mengurangi alokasi
tempat yang harus disediakan
Pengoperasian Gas Turbine GT 13.E1 CCPP (Combined Cycle Power Plant) Tanjung Priok
1180MW
Pengenalan sistem-sistem gas turbine GT.13E1 PLTGU Priok