I. PERENCANAAN PENGOPERASIAN PLTG.
I.1.Keuntungan dan Kerugian Menggunakan Turbine Gas.
Selain ada keuntungan, didalam pemakaian Turbine Gas ada pula
kerugiannya. Pemilihan/ pertimbangan penggunaan Turbine Gas disesuaikan dengan kondisi atau fungsi Turbine Gas itu sendiri.
Keuntungannya :
1. Waktu pemasangan relative singkat karena PLTG dibuat berupa package sehingga mudah untuk dipindah-pindahkan.
2. Waktu start dan pembebanan lebih cepat dibanding mesin pembangkit lain.
3. Tidak memerlukan air pendingin yang banyak seperti PLTU/ PLTD. 4. Dapat beroperasi sendiri tanpa bantuan listrik dari luar (Black Start).
Kerugiannya :
1. Efesiensinya rendah. 2. Spare part mahal.
3. Umur (lifer time)nya pendek.
4. Biaya operasi Rp/ kWH nya relative lebih tinggi dibanding pembangkit lain.
I.2. Fungsi PLTG.
Pada umumnya fungsi PLTG di system ketenaga listrikan atau pada jaringan listrik adalah untuk memberikan suplai tenaga listrik pada saat2 beban puncak, dan pada saat-saat terjadi gangguan total pada jaringan tenaga listrik. Pada saat2 tersebut diperlukan waktu pemberian suplai tenaga listrik yang cepat, oleh karena itu PLTG yang mempunyai waktu start yang lebih cepat dibanding dengan pembangkit yang lain (± 5 menit) sangat diperlukan.
Pada tahun 1975, PLTG Unit IV Tambak Lorok dibangun untuk tujuan utamanya yaitu memberikan suplai tenaga listrik secara cepat pada saat2 terjadi black out pada seluruh system tenaga listrik di Semarang. Suplai tenaga listrik tersebut diperlukan untuk peralatan bantu Unit III PLTU Tambak Lorok. Disamping itu, tenaga listrik dari PLTG ini dapat pula dipergunakan untuk suplai PLTU Unit I dan Unit II di Tambak Lorok Semarang.
Di PLTU Suralaya dibangun pula sebuah PLTG yang tujuannya adalah untuk memback up power supply auxiliary system pada saat terjadi black out. Akan
tetapi keberhasilan dari pemasangan tersebut harus diperhitungkan dengan berapa jumlah daya yang diperlukan secara tepat agar auxiliary system yang mensupport pengoperasian suatu PLTU secara mandiri (Island Mode).
I.3. Merencanakan Pengoperasian Turbine Gas.
Dengan mengetahui karakteristik turbine gas tentunya untuk rencana operasi harus disesuaikan dengan kondisi dari pada system kelistrikan dimana PLTG atau turbine gas tersebut akan disalurkan.
I.3.1.Operation Mode PLTG Pada Jaringan Tenaga Listrik.
Untuk di System Kelistrikan Jawa dan Bali umumnya PLTU, PLTA yang besar dijadikan beban dasar sedangkan PLTG hanya dioperasikan pada saat beban puncak saja. Sebagai contoh pada tahun 1975 untuk system Jawa Barat dan Jawa Tengah dibangun PLTG Sunyaragi untuk memperbaiki tegangan pada system Jawa Barat – Jawa Tengah yang hanya dioperasikan pada saat beban puncak saja. Selain di jawa Barat di Jawa Tengah dioperasikan juga PLTG Tambak Lorok untuk keperluan emergency power PLTU Unit #3 dan dapat juga untuk Unit PLTU #1 dan #2 Tambak Lorok, sedangkan pada saat itu masih ada PLTG Pandean Lamper yang dioperasikan pada beban puncak.
Tidak selamanya PLTG dioperasikan pada saat beban puncak. Untuk di Lokasi yang mudah mendapatkan bahan bakar gas, PLTG bisa dioperasikan sebagai beban dasar. Di PLTGU Sengkang, Kab. Wajo, Provinsi Sulawesi Selatan yang PLTGnya combine sycle, Gas Turbine dioperasikan terus menerus karena bahan bakar (Natural Gas) diproduksi sendiri oleh Perusahaan yang mempunyai PLTG dan exhaust gasnya dimanfaatkan untuk Steam Turbine Generator.
Di Batamindo, Gas Turbine hanya digunakan untuk Emergency Power saja. Daya listrik majoritas disalurkan untuk kepentingan di Kawasan Industri Batamindo saja hanya sedikit (selebihnya saja) disalurkan ke PLN. Untuk beban dasar dioperasikan beberapa Diesel Engine dengan berbahan bakar gas karena SFC gas Turbine > SFC Diesel/ Gas Engine.
I.3.2.Persoalan-persoalan Operasi Pada Sistem Tenaga Listrik.
Dalam mengoperasikan system tenaga listrik akan ditemui berbagai persoalan. Hal ini bisa disebabkan karena pemakaian tenaga listrik yang berubah-ubah dari waktu ke waktu, biaya bahan bakar yang relative tinggi serta alam dan lingkungan yang sering menggangu jalannya operasi.
Berbagai persoalan yang pokok yang dihadapi dalam pengoperasian system tenaga listrik antara lain :
a.Pengaturan Frequency.
System tenaga listrik harus dapat memenuhi kebutuhan akan tenaga listrik dari pada konsumen atau bagian/ department pengguna jika dilingkungan fabric. Daya yang dibangkitkan harus sama dengan beban yang masuk pada jaringan tenaga listrik tersebut. Frequency di Jaringan Tenaga Listrik PLN harus = 50 HZ, di Cevron Pakanbaru F = 60 HZ terpisah atau tidak menggunakan Tenaga Listrik dari PLN. Dengan kata lain PRODUCT POWER = DEMAND. Jika PRODUCT = DEMAN maka frequency akan = 50 HZ atau 60 HZ tergantung frequency system tenaga listrik yang digunakan. Jika PRODUCT > DEMAN, frequency akan NAIK. Sebaliknya jika PRODUCT < DEMAND maka Frequency akan TURUN. Dengan adanya penaikan dan penurunan frequency tentunya pada suatu system perlu diatur mana yang standby, mana yang harus memikul beban dasar atau beban puncak yang disesuaikan dengan karakteristik dan biaya operasi dari pembangkit itu sendiri. Suatu contoh untuk di Gili Trawangan Lombok (NTB) system tenaga listrik terpisah atau Island Mode hanya System di Gili Trawangan saja. Disana terdapat PLTD yang terdiri dari beberapa Diesel Engine dan 1 PLTS yang on grid. Pada saat siang hari ketika intensitas radiasi cahaya matahari tertinggi, PLTS beroperasi dengan kapasitas penuh, ditambah beberapa atau haya 1 diesel saja (tergantung beban yang ada) yang stand by untuk mengimbangi PLTS pada saat terjadi cuaca redup. Pada sore atau malam hari berturut-turut sesuai frequency secara automatic ada diesel yang jalan yang diurutkan sesuai dengan program yang direncanakan sehingga beban diambil alih oleh Diesel engine semuanya.
Pada tahun 1976 beban di Kawasan Industri Pulo Gadung berfluktuasi sangat besar bisa sekitar 5 MW turun naik bebanya karena ada peleburan baja (furnace) atau dapur tinggi. PLTG Pulo Gadung yang rata2 mempunyai kapasitas 21 MW pada saat itu mampu menahan fluktuasi beban disekitarnya karena PLTG mempunyai respond yang cepat terhadap perubahan beban dengan speed drop sekitar 4%.
b.Pemeliharaan Peralatan.
Pemeliharaan peralatan pada suatu sistem tenaga listrik baik pembangkit, transmisi, dan distribusi tentunya akan dilakukan secara periodic. Sebelum pemeliharaan atau pada saat Pemeliharaan Peralatan tanggal dan waktunya harus dilaporkan kepada Dispatcher di Pusat Pengatur Beban atau kalau di Pabrik atau Perusahaan tertentu dilaporkan ke Bagian
Operasi untuk dijadikan bahan pertimbangan pengoperasian pembangkit selanjutnya.
c. Biaya Operasi.
Biaya operasi sangatlah significant untuk menentukan urutan prioritas pengoperasian pembangkit. Cost Estimasi perlu dipertimbangkan dalam hal ini. Jika kita urutkan dari yang temurah untuk saat ini PLTA, PLTMH, PLTS, PLTP, PLTBG, PLTMG, PLTD, dan PLTG. Untuk PLTG dari tahun 1970 s/d sekarang masih yang termahal oleh karenanya dioperasikan menjadi prioritas yang terakhir namun telah dibicarakan sebelumnya bahwa suatu saat terpaksa harus mengoperasikan PLTG, misal pada saat black out, emergency power, beban puncak, atau perusahaan merupakan produsen bahan bakar gas alam. Biaya operasi tidak hanya biaya bahan bakar saja akan tetapi ada biaya2 lain seperti :
Gaji Pegawai (Operator), biaya minyak pelumas, biaya tebang pohon, dlsb.
d.Perkembangan System.
Beban pada system jaringan di PLN selalu berubah sepanjang waktu kecuali di Pabrik2 mungkin hanya pada saat2 penambahan mesin2 produksi dan hari2 lebaran, natal, dan tahun baru beban akan naik sesuai dengan kenaikan target produksi. Perkembangan kegiatan di Masyarakat tidak dapat dihitung secara exact sehingga perlu diamati terus menerus agar diketahui langkah pengembangan system agar system selalu dapat mengikuti perkembangan beban sehingga tidak terjadi pemadaman atau penurunan kualitas listrik.
e.Gangguan Dalam System.
Gangguan di dalam system tenaga listrik tidak dapat sepenuhnya kita hindari. Penyebab gangguan yang paling besar pada system ketenaga listrikan di PLN adalan gangguan petir hal ini sesuai dengan isokeraunic level yang tinggi di Tanah Air kita. Gangguan2 lainya missal di PLTMH, PLTA, PLTP, ada Pepohonan, Longsor, Gempa, dlsb.
f. Tegangan Didalam System.
Tegangan merupakan salah satu unsure kualitas penyediaan tenaga listrik didalam system tenaga listrik oleh karenanya perlu dipertahankan dalam pengoperasian system tenaga listrik.
Di suatu pabrik tekstil tidak hanya tegangan saja yang dipertahankan bahkan Cos Q disetting untuk dipertahankan pada Cos Q = 0.80 karena beban di pabrik tekstil lebih banyak beban motor2 yang nota bene harus dipertahankan kecepatan gerak peralatannya missal pada spinning, weaving, terutama pada deying (finishing) dimana pada saat pencelupan atau pewarnaan harus benar2 stabil pergerakannya (warna bisa enggak karuan jika berubah-ubah kecepatannya).
Di PLTA Bungin, Ds Baruka, Kec. Bungin, Kab. Enrekang, Provinsi Sulawesi Selatan yang masuk ke Jaringan 20 KV PLN, tegangan di ujung jaringan 20 KV PLN sangat rendah sekali. Pembangunan PLTA disana selain memanfaatkan energy air yang murah juga dimaksudkan untuk memperbaiki tegangan system jaringan 20 KV PLN di bagian ujung Baruka. Namun demikian sangat rendahnya, sulit juga PLTMH Bungin untuk masuk jaringan PLN karena OLTC (On Load Tap Changer) pada Power Transformernya sudah pada posisi yang rendah. Untuk itu terpaksa diadakan pengaturan tap changer di Transformer jaringan PLN agar tegangan bisa sama untuk synchroon. Agar tidak susah untuk synchroon PLTA Bungin diusahakan parallel dipagi hari pada saat bukan beban puncak atau diusahakan beropersi terus menerus.
I.3.3.Management Operasi System Tenaga Listrik.
Didalam system pengoperasian tenaga listrik akan menyangkut berbagai aspek yang luas, khususnya menyangkut biaya yang tidak sedikit serta menyangkut penyediaan tenaga listrik bagi masyarakat atau menyangkut hajat hidup orang banyak. Untuk pengoperasian system tenaga listrik dengan baik diperlukan hal2 berikut :
a.Perencanaan Operasi.
Perencanaan operasi adalah pemikiran mengenai bagaimana PLTG akan dioperasikan untuk jangka waktu tertentu. Pemikiran ini harus mencakup :
Perkiraan beban.
Koordinasi pemeliharaan peralatan.
Optimasi keandalan dan mutu tenaga listrik.
b.Pelaksanaan dan Pengendalian Operasi.
Apakah pelaksanaanya sesuai dengan rencana operasi. Apabila terjadi hal-hal yang menyimpang dari Rencana operasi bagaimana cara pengendaliannya.
c. Analisa Operasi.
Hasil operasi dianalisa misalnya parameter2 operasi pressure, temperature, level, arus, tegangan, frequency, dan beban dianalisa untuk memberikan umpan balik bagi Perencanaan Operasi maupun bagi Pelaksanaan dan Pengendalian Operasi. Analisa operasi juga diperlukan untuk memberikan saran-saran bagi pengembangan system serta penyempurnaan pada pemeliharaan instalasi.
I.3.4.Rencana Operasi Pembangkit.
Di System Kelistrikan Jawa dan Bali Pengoperasian Pembangkit telah direncanakan untuk 1 tahun yang akan datang. Kemudian di Up Date setiap, 3 bulanan, 1 bulanan, 1 Mingguan hingga harian. Rencana Pengoperasian akan dikoordinir oleh Pusat Pengatur Beban. Pengopersian Turbine gas diatur atau berdasarkan perintah dari Piket Pengatur Pembangkitan (Dispatcher).
Seluruh pembangkit di Jawa dan Bali setiap hari akan dilaporkan kondisi dari pada Unit pembangkit masing2 sesuai jenis pembangkitnya. Untuk PLTG yang biasa dilaporakan ke Piket antara lain :
Setiap 1 Jam.
Daya Active Yang Dibangkitkan. Daya Reactive.
Frequency. Tegangan. Cos Q.
Setiap 24 jam.
Level Bahan Bakar (Bunker, Daily Tank) jika menggunakan BBM.
Stand Flow Meter, Pemakaian Bahan Bakar baik BBM maupun Gas untuk 24 Jam.
Stand KWH Meter Akhir.
Produksi KWH Selama 24 Jam.
Spesifik Fuel Consumption (SFC) BBM (l/ KWH), atau Gas. (SSCF/ KWH).
Selain hal2 tersebut diatas dilaporkan juga, atau kadang2 tidak, tergantung dari situasi dan kondisi di System tersebut. Untuk saat ini tentunya sangatlah mudah karena semua sudah bisa dilihat dari jauh (menggunakan SCADA). Namun untuk yang belum ada facilitas2 tersebut tentunya masih menggunakan cara lama mengguanakan tilpun, PLC atau Radio dan dilaporkan tiap jam.
Selain pelaporan Unit2 yang siap beroperasi unit yang stand by, over haul, dan gangguanpun baik Pembangkitan, Transmisi, dan Distribusi akan disampaikan ke Pusat Pengatur Beban.
a.Rencana Operasi Tahunan.
Masalah – masalah yang penyelesaiannya memerlukan waktu kira2 satu tahun dicakup didalam rencana tahunan ini, misalnya rencana pemeliharaan unit – unit pembangkit yang memerlukan persiapan satu tahun sebelumnya karena pengadaan suku cadangnya memerlukan waktu 1 tahun. Dilain pihak pemeliharaan unit – unit pembangkitpun perlu dikoordinir agar unit pembangkit yang tidak mengalami pemeliharaan dan siap beropersi dapat cukup menyediakan daya bagi beban yang ada.
Rencana Operasi tahunan juga meliputi perencanaan alokasi energy yang akan diproduksi dalam 1 tahun dalam setiap Pusat Listrik dalam kaitannya dengan rencana pemeliharaan unit pembangkit, perkiraan beban tahunan, beroperasinya unit – unit baru, perkiraan hujan atau perkiraan produksi KWH PLTA dalam tahun yang bersangkutan. Alokasi energy yang diporoduksi oleh pembangkit2 thermal berarti pula alokasi biaya bahan bakar yang merupakan biaya terbesar di PT PLN (Persero). Rencana Opearsi Tahunan merupakan bahan utama bagi penyusunan Rencana Anggaran Biaya Tahunan suatu Perusahaan Listrik.
b.Rencana Operasi Triwulanan.
Rencana Operasi Triwulanan merupakan peninjauan kembali dari Rencana Operasi Tahunan dengan horizon waktu tiga bulan ke depan. Hal – hal yang direncanakan dalam Rencana Operasi Tahunan tetapi ternyata setelah waktu berjalan tidak sesuai dengan kenyataan perlu dikoreksi didalam Rencana Operasi Triwulanan. Sebagai contoh missal ada Unit pembangkit yang baru dapat beroperasi dalam triwulanan ke 2 diperkirakan belum dapat beroperasi dalam triwulan2 maka perlu dilakukan koreksi terhadap Rencana Operasi Tahunan pada Rencana Triwulan Operasi 2.
c. Rencana Operasi Bulanan.
Rencana Bulanan merupakan koreksi terhadap Rencana Triwulanan untuk horizon waktu 1 bulan kedepan. Rencana Operasi Bulanan mulai mengandung rencana yang menyangkut langkah – langkah operasional dalam system, sedangkan Rencana Operasi Tahunan dan Rencana Operasi Triwulana lebih banyak mengandung hal – hal yang bersifat manajerial. Hal
– hal yang bersifat operasional yang dicakup dalam Rencana Operasi Bulanan adalah :
1. Penijauan atas jam kerja unit pembangkit yang bersifat peaking unit terutama dalam kaitannya dengan rencana pemeliharaan. Hal ini diperlukan untuk membuat jadual operasi unit – unit pembangkit yang bersangkutan.
2. Alokasi produksi Pusat-pusat Listrik Thermal dalam kaitannya dengan pemesanan bahan bakar kepada Perusahaan Bahan Bakar (missal Pertamina, PT TBA, dlsb).
d. Rencana Operasi Mingguan.
Dalam Rencana Operasi Mingguan tidak ada lagi hal – hal yang bersifat manajerial karena masalah – masalah manajerial tidak mungkin dapat diselesaikan hanya dalam 1 Minggu. Rencana Operasi Mingguan mengandung rencana mengenai langkah – langkah operasional yang akan dilakukan untuk jangka waktu 1 Minggu yang akan datang dengan memperhatikan pengarahan2 yang tercakup didalam rencana bulanan dan mempertimbangkan perkiraan atas hal – hal yang bersifat tidak menentu dalam waktu 1 Minggu yang akan datang missal jumlah atau debit air yang akan diterima oleh PLTA pada musim hujan, serta beban untuk 168 Jam (1 Minggu) yang akan datang. Kondisi tekanan atau supply bahan bakar gas dari PGN atau PERTAMINA, BBM dari PERTAMINA, dlsb.
Rencana Operasi Mingguan berisi jadual operasi serta pembebanan unit – unit pembangkit untuk 168 jam yang akan datang atas dasar pertimbangan ekonomis (pembebanan yang optimum) dengan memperhatikan berbagai kendala operasional seperti beban minimum dan maksimum dari unit pembangkit serta masalah aliran daya, tegangan, dalam Jaringan.
e. Rencana Operasi Harian.
Rencana Operasi Harian merupakan koreksi dari Rencana Operasi Mingguan untuk disesuaikan dengan kondisi yang mutakhir dalam system tenaga listrik. Rencana Operasi Harian merupakan pedoman pelaksanaan Operasi Real Time.
Procedure Pengujian Keandalan Pada Unit PLTG tergantung dari Manual atau Instruction Manual Book dari pabrik pembuatnya. Dari tahun ke Tahun cara pengujian berdasar kepada kemajuan technologi dan pengetahuan para enginer sendiri maka untuk beberapa tahun yang lalu dengan yang sekarang tentualah akan berbeda. Untuk yang sekarang mungkin lebih banyak factor koreksi yang diikutkan dalam perhitungan performance. Berikut diberikan contoh pada Unit yang lama sekitar tahun 1975. Unit Alsthom dengan kapasitas 21 MW.
2.1.Siklus Ideal.
Siklus ideal dari turbine gas jenis ini adalah siklus Brayton dan termasuk system ga sederhana dengan siklus terbuka. Siklus tersebut dapat digambarkan pada diagram P-V dan h-s seperti dibawah ini.
Gbr.3 Siklus Ideal Turbine Gas.
1 - 2 proses kompresi isentropic di dalam kompresor.
2 - 3 proses pemasukan kalor pada tekanan constant di dalam ruang bakar.
3 - 4 proses ekspansi isentropic didalam turbine. 4 - 1 proses pembuangan kalor.
η T = =
P2/ P1 = kompresor ratio, T1 = temperature udara masuk kompresor, T2 = temperature udara keluar kompresor, k = Cp/ Cv, Cp = 0.24 cal/ gm oC, Cv = 0.17 cal/ gm oC (untuk udara). Maka
k = 0.24/ 0.17 = 1.4
2.2.Siklus Nyata.
Pada turbine gas siklus yang sebenarnya menyimpang dari siklus ideal disebabkan oleh beberapa hal :
- Proses kompresi dan ekspansi tidak pernah secara isentropic.
- Terjadinya penurunan tekanan didalam ruang bakar, alat pemanas, atau pendingin.
- Fluida bukan gas ideal dengan cv yang constant.
Dengan demikian siklus Brayton dari Turbine Gas sederhana yang sebenarnya adalah seperti berikut.
Gbr.4 Siklus Nyata Turbine Gas.
ηT = ηm. ηrb. (
Dapat pula dihitung menggunakan rumus : ηT = (pada rumus ini sudah termasuk efesiency generator).
ηT = efesiency siklus atau efeciency thermal, ηm = efeciency mekanis. ηt = efesiency turbine (89 s/d 90%), ηrb = efeciency ruang bakar. ηk = efeciency kompresor (85 s/d 87%), h = entalphi.
T = o K,
be = Pemakaian bahan bakar spesifik (lb/ hp jam). Qbb = Nilai kalor bawah bahan bakar (BTU/ lb).
2.3.Contoh Perhitungan Efesiency.
Agar dapat mengetahui perubahan prestasi dari suatu turbine sebelum dan sesudah diadakan pemeliharaan, perlu kita menghitung efeciaencynya.
Berikut ini diberikan contoh perhitungan efeciency turbine (efeciency thermos) dari PLTG Unit IV Tambak Lorok. Data operasinya diambil pada tanggal 08 July 1989, sbb :
Pemakaian bahan bakar specific (be) = 0.437 l/ kWH. Tekanan keluar Compressor = 7.6 kg/ cm2.
Tekanan udara luar = 1.033kg/ cm2.
Nilai kalor bahan bakar (Q bb) = 18.941,7 BTU/ lb.
ηT = 1 -
Jika k diambil = 1.4 maka :
ηT = 1 -
= 0.43 = 43%.
2. Efeciency Cyclus ηT Syclus Nyata.
Data yang diperoleh dari PLTG Unit IV Tambak Lorok Semarang :
Specifik grafity bahan bakar PLTG Unit IV Tambak Lorok = 0.8413 kg/ dm3.
Berat bahan bakar = 0.437 l X 0.8413 kg/ l = 0.3676 kg. = 0.3676/ 0.4536 lb (1 lb = 0.4536 kg). = 0.8105 lb.
Pemakaian bahan bakar = 0.437 l/ Kwh. = 0.8105 lb. = 0.8051 X 0.7475 lb/ Hp Jam (1 HP = 0.7475 kW). = 0.6058 lb/ HP.Jam. Rumus ηT Nyata = = = 0.2217 = 22.17%.
2.4.Uji Unjuk Kerja (Performance Test).
2.4.1. Pemeriksaan/ Uji Fungsi Peralatan Bantu (Individual Test).
Untuk setiap gas turbine akan berbeda dari yang satu dengan yang lainnya mengenai cara2 dalam penanganan komisioning. Untuk Gas Turbine yang dari Siemens German berbeda cara penangananya dengan gas turbine yang dari Alshom didalam komisioning. Untuk yang dari Siemens atau menurut panduan komisioning dari Siemens, sebelum melaksanakan komisioning atau mau melakukan uji laik operasi harus terlebih dahulu mengadakan pemeriksaan bersama antara Vendor, User, dan Commisioning Team atau Koordinator Inspeksi Teknik untuk memeriksa konstruksinya apakah sudah selesai atau tidak pemasangannya. Jika sudah selesai 100% maka akan diberi sertifikat atau ECC (Erection Clearance Certificate). Didalam pemeriksaan dan penanda-tanganan ECC harus orang yang sudah ditunjuk. Biasanya selalu ada QC, HSE, dan Contractors. Peralatan bantu yang akan diperiksa biasanya sudah disediakan formnya, atau checks listnya tinggal diisi dan diparaf atau ditanda-tangani. Didalamnya ada items atau descriptions yang harus diuji dan cara pengujiannya. Peralatan2 tersebut untuk Gas Turbine dari Siemens meliputi :
GAS TURBINE. MB Gas Turbine.
MBA4X Blow Off System.
MBA18 Compressor Cleaning Facilities. MBH Turbine Cooling System.
MBP. Fuel Gas System.
MBV Lube Oil/ Lifting Oil System. MBX21 Pneumatic System.
MBX Hydraulic System.
MKA/ MBJ Generator-GT/ Start up frequency conventer. AUXILIARY SYSTEM.
MBL Air Intake System.
MBR Exhaust Gas System (Diffuser). MBV23 Air Cooled Lube Oil Cooler. MKJ GT Generator Cooling System.
SGJ CO2 Fire Fighting System.
ELECTRICAL SYSTEM COMPONENT. LV AC Switchgear.
Low Voltage Transformer.
Inventer, Uninterruptible Power Supply BRU. DC. Battery BTA-BTK.
DC. Switchgear BUA-BUS. DC/ DC Conventer BUK.
Protection/ Syncronizing and Metering (generator).
Excitation Equipment and Start-up Frequency Conventer. 22 BAA Generator Lead.
22 BAA .01 Pressure Reduce Cubycle. 22 BAC Generator Circuit Breaker.
22 CHA Cabinet For Generator & Transformer. 21 BBE MV Distribution Board.
22 AEA 150 kV System.
22 BAT Generator Transformer Inc. Cooling System. 22 BBT MV Auxiliary Power Transformer.
22 BHT LV Auxiliary Power Transformer. SGA Fire Fighting System.
UHN - 22 By Pass Stack. 22 MBK Gear Box.
22 MB GT. Enclousure.
22 MBA Gas turbine IGV Limit Switch. 22 UBA-Power Control Center.
ZZ1 - OVERALL PLANT START UP TEST GT. Optimization Of Fuel Gas Operation.
Load Rejection Test. IGV Adjusment.
MB-02 First Start Up Of Gas Tuirbine to FSNL. Over Speed Protection Test.
Compressor Cleaning Offline/ Online. List Of Measuing Instruments.
List Of Control Setting.
GAS TURBINE TEST RECORD. Checks prior to and during Start Up. Start Up Diagram.
Operating Log Sheet. Coast Down Diagram.
Determination of temperature Limits at turbine Outlet and Exhaust Duct. Oil Tank Filling, Levels and Vacuum Pressure.
Lube Oil System Setting.
Main, Auxiliary, and Emergency Lube Oil Pump. Jacking Oil and Shaft Turning Gear.
2.5.Pengujian Unjuk Kerja Unit PLTG.
2.5.1. Parameter Utama yang Harus Diukur minimum adalah :
- Load – MW.
- Reactive Load – VAR. - Turbine Speed – RPM.
- Compressor Discharge Pressure – PSIG. - Compressor Discharge Temperature – oC. - Exhaust Temperature - oC.
- Ambient Temperature - oC. - Site Barometer – Bar. - Fuel Flow – l/ min.
- Fuel Heating Value – Baik LHV atau HHV. - Fuel Temperature - oC.
- Parameter lainnya yang mempengaruhi kontrol dan pengaman. 2.5.2. Lingkup Pengujian.
- Uji sinkronisasi.
- Pengujian Kapasitas pembangkit. - Pengaturan Tegangan.
- Pengaturan Frekuensi.
- Pengujian Keandalan Pembangkit. 2.5.3. Pengujian Unjuk Kerja (Performance).
a. Pengujian Jalan, harus sesuai dengan kontrak. b. Pengujian Jalan dan Berhenti.
c. Pengujian Governor pengatur putaran harus dilakukan untuk mengetahui kemampuan atau karakteristik governor.
d. Pengukuran getaran Accessories gear, bantalan turbine, badan kompressor, load gear, bantalan generator dan Exciter, base plate, tidak boleh melebihi batas yang ditentukan oleh pabrik.
e. Pengujian putaran lebih (over speed). Pengaman putaran lebih harus diuji agar memenuhi ketentuan dari pabrik.
f. Pengujian karakteristik generator. Pada pengujian ini dilakukan :
- Pengujian karakteristik beban (Load Characteristic Test) yang dilakukan pada pembebanan mulai 25%, 50%, 75%, 100%, 110%. Parameter yang diukur adalah daya, arus, tegangan, faktor daya, frekuensi, dan temperature bantalan.
- Pengujian kerja parallel, terdiri dari pengujian pembagian beban (Load Share Test) dan pengujian pemindahan beban (Load Shift Test).
g. Pengujian sistem kontrol untuk memeriksa fungsinya (Fungsion Check), misalnya kemampuan fungsi interlock antara CB(Circuit Breaker) dengan PMS.
h. Pemeriksaan bantalan utama.
2.5.4. Perhitungan Efesiency Turbine Gas.
Agar perhitungan efesiency mendekati realnya diperlukan persiapan2 sbb :
- Kalibrasi/ Sertifikasi alat2 ukur yang terpasang pada Peralatan Utama, Peralatan Bantu, Turbine dan Generator dan Sarana sesuai dengan kriteria dan design.
- Pemeriksaan Visual dan Function Test pada peralatan2 Bantu Turbine :
Sistem B. Bakar minyak atau Gas (Fuel System) misal : Bunker, grounding system (Penangkal Petir) pada Bunker, Fuel Treatment (Jika dipakai), Statsiun Gas (Jika pakai sendiri), Pompa AC dan DC, katup, regulator, ventilating, filter, fuel skid, vanadium inhibitor (jika ada), sum tank, control level, tekanan, flow meter, piping dlsb.
Sistem Minyak Pelumas (Lubricating System) misal : Tanki minyak pelumas, pavour extractor, pompa AC dan DC, filter, katup, reliev valve, regulator, heat exchanger, control level, tekanan, dan temperature, piping dlsb.
Sistem Air Pendingin (Water Cooling System) misal : Tanki air pendingin (jika closed system), katup, reliev valve, regulator, control level, ventilating, radiator, cooling air fan, motor, dlsb.
Sistem Udara Pengabut (untuk b. Bakar minyak) misal : Atomizing Air Compresor DC atau AC, sabuk jalan (jika dihubungkan dengan starter diesel), katup, relive valve, valve, regulator, ventilating, piping, sistem control tekanan, dlsb.
Sistem Udara Pengabut (untuk b. Bakar minyak) misal : Atomizing Air Compresor DC atau AC, sabuk jalan (jika dihubungkan dengan starter diesel), katup, relive valve, valve, regulator, ventilating, piping, sistem control tekanan, dlsb.
- Pemeriksaan dan function test System Control dan Instrument Turbine, misal : starting system, operating system (speed control, temperature control), shut down system, annunsiator (alarm, reset), governing system, sistem pengaman Turbine (Hand Trip, Mecanic Over speed, Electrik Trip System, Loss Of Flame, Hydraulic Trip Sircuit), dlsb.
- Pemeriksaan secara visual sistem udara masuk misal : air inlet duct, filter udara, sistem control tekanan, dlsb.
- Pemeriksaan Sistem Excitasi (diode, sikat arang, motor rheostat, dll), Voltage Regulator, sistem Pendingin Generator, dlsb.
- Pemeriksaan secara visual Trafo Utama, switch gear, TAX, tap exchanger, alat ukur level, tekanan, temperatur, silicagel, tanki minyak, bushing, bocoran2 pada piping, sistem pendingin, fan radiator, sistem pengaman Bucholz relay, sight glas, grounding system, hasil pemeriksaan lab M. Trafo, dlsb.
- Kesiapan sistem transmisi dan breaker (switch gear) pada jaring2. - Periksa kesiapan MCC (Motor Control Centre).
- Periksa Sistem Pemakaian Sendiri, Power suplai untuk kontrol. - Periksa sistem baterai start, dan charger.
- Periksa Peralatan Start (Starting Diesel, Motor). - Periksa kesiapan sistem pemadam kebakaran.
- Periksa Ratcheting System, Jacking Oil, Turning Gear, atau Rotor Baring (tergantung sistem mana yang dipakai).
- Jalankan, sistem Pelumas.
- Jalankan Sistem Ratchet dengan waktu yang cukup (2 X 24 jam).
(Periksa secara visual dan bunyi dari kelancaran perputaran poros Turbine dan Generator).
- Test Diesel Starter atau Motor Starter.
- Test Ignition Spark Plug, dan Flame Detector.
- Operation Selector dipilih pada Cranking agar kotoran2 atau partikel2 didalam turbine dan kompresor terhembus keluar.
- Operation selector dipindah ke Auto (Catat operating time atau waktu start-upnya).
- Operasikan Unit sampai FSNL (Full Speed No Load), periksa kelainan2 bunyi yang mencurigakan, apakah Diesel atau Motor starter terlepas sesuai dengan waktunya, dan cooling down dengan baik, periksa seluruh sistem temperture bantalan, tekanan M. Pelumas, vibrasi disetiap bantalan, atau badan compresor, apakah sesuai dengan batasan.
- Shut Down Unit, catat waktunya, periksa dari bunyi gesekan2 yang mencurigakan, selanjutnya periksa apakah Ratcheting System berjalan dengan baik.
SERVICE RUN TEST.
- Unit dijalankan auto sampai FSNL selama 24 jam untuk meyakinkan bahwa semua sistem berjalan dengan baik.
RUN TEST.
Unit dijalankan sampai FSNL, dibebani/ Load Test (Uji Sinkron). Lama Pengujian :
a. 1 jam pada beban 50% tanpa berhenti diteruskan, b. 2 jam pada beban 75% tanpa berhenti diteruskan, c. 1 jam pada beban 100% tanpa berhenti diteruskan,
d. 1 jam pada beban 110% tanpa berhenti (untuk mesin baru) diteruskan, e. 3 x 24 jam pada beban 100% tanpa berhenti.
2.6.Perhitungan Kemampuan dan Effesiensi Turbine Gas.
2.6.1. Flow Chart Penilaian Kemampuan pada Base/ Peak load.
20
Reff : Bandingkan dengan data : - Kemampuan Design.
- Performance Test Pertama. - Performance Test
Sebelumnya.
Jalankan Unit pada beban Base/ peak Base/ Peak (Temp Contr).
Ambil data
Evaluasi Data
Kesimpulan Kemampuan Dan Effesiensi
Penjelasan.
Jalankan Unit pada beban Base/ Peak (Temp. Control grafik exh temp vs compressor pressure ratio).
Ambil data-data Utama :
Periksa Alat2 Instrument
Tidak Normal Normal
Kalibrasi Kembali Evaluasi Kemampuan
Compressor Ambil Data Baru
Evaluasi Data
Penghitungan Kemampuan
Kembali Dst.
Suhu udara luar. Tekanan udara luar.
Beban generator (diambil dari kwh meter dengan menggunakan Stop Watch). Cos Q.
Pressure Drop pada Inlet dan Outlet. Pemakaian b. Bakar.
Suhu b. Bakar.
Penjelasan mengenai gambar dan cara2 pengukuran/ pencatatan. 2.6.2. Evaluasi Kemampuan :
1. Hitung Output Turbine dengan rumus :
KWS = daya yang diharapkan disite. KWi = daya menurut standard.
fa = factor koreksi karena adanya inlet pressure drop. fb = factor koreksi karena adanya exhaust pressure drop. fc = factor koreksi karena ambient temperature.
PS/ Pi = factor koreksi karena tekanan atmosfir.
2. Ukur output generator dengan menggunakan KWH meter dan stop watch, kemudian koreksi dengan adanya perbedaan cos Q dengan standard. 3. Bandingkan 1 dan 2, berapa besar kemampuannya menurun.
2.6.3. Evaluasi Heat Rate.
1. Hitung pemakaian b. Bakar perjam dari :
- Daily Tank. Ambil rata2nya setelah yakin alat ukur berfungsi baik.
- Flow Devider. - Flow Meter.
2. Hitung pemakaian b. bakar dalam panas (kcal/ kg). 3. Hitung Heat Rate :
2 . 3 . 4 . 3 2
Hitung Heat Rate Standard : KWS = KWI. fa. fb. fc. PS/ Pi
Hrs = Hri . fe. ff. fg. Hrs = heat rate di site.
Hri = heat rate menurut standard.
fe = factor koreksi karena temperature udara luar. ff = factor koreksi karena inlet pressure drop. fg = factor koreksi karena outlet pressure drop. 4. Bandingkan antara 3 dan 4.
2.6.4. Evaluasi effesiensi.
1. Hitung effesiensi global yang diharapkan :
Kcal Kwh Hrs s / 860
2. Hitung effesiensi global hasil pengukuran :
= Kcal /Kwh 3 . 3 . 4 . 3 860 3. Bandingkan 1 dan 2 .
2.7. Contoh Perhitungan Efesiancy Untuk Beban Base :
Hasil pencatatan setelah dirata-ratakan :
Inlet pressure drop = 29. 3 mm.
Ambient temperature = 28.15 o C (82.67 o F).
Tekanan udara atmosfire = 1005 mb.
Output generator = 21, 000 Kw.
Cos Q = 0.987
Temerature B. Bakar = 28.66 oC (83.6 oF).
Temperature gas buang = 488.4 oC (911.2 oF).
PCD = 8.4 bars.
Temperatur udara keluar compressor : CTDA = 323.9 oC (615.1 oF). Compressor Ratio : 35 . 9 005 . 1 005 . 1 40 . 8
2.7.1. Kemampuan Gas Turbine Generator :
1. KWS = KWI. fa. fb. fc. Ps/ Pi .
KWI menurut Spec 418 HB 995 = 23. 750 Kw. yang sebenarnya = 23. 750 – 65 = 23. 685 Kw.
Atomizing Air Comp = 65 Kw.
fa = 1 - 100 017 . 0 Pa = 1 – 0.00498 = 0.99
fb = 1 tidak diperhitungkan karena sudah termasuk dalam spec.
fc = 0.90 (Lihat pada grafik no 418 HA996 u/ ambient temperature 82.67 oF). Ps / Pi = 0.99 1013 1005
KWS = 23. 685. 0.99. 1. 0.90. 0.99 = 20. 892 Kw. 2. Hasil pengukuran pada KWh meter :3. Perbandingan 1 dan 2.
20. 892 Kw diharapkan.
20.916 Kw terukur.
2.7.2. Perhitungan Heat Rate (Untuk beban puncak).
1. Hasil pengukuran bahan bakar :
Daily tank = 7. 866 m3/ jam.
Flow Devider = 7. 990 m3/ jam.
Flow Meter = 7. 920 m3/ jam.
Rata2 = 7. 928 m3/ jam.
2. Pemakaian b. Bakar dalam satuan berat panas.
7.928 X 0.839 (Berat Jenis) = 6651 kg/ Jam.
LHV (nilai kalor b. Bakar) = 10.297 kcal/ kg (hasil dari laboratorium).
FCS (b. Bakar dalam panas) = 6651 X 10.297 = 68.485 kcal/ jam.
3. Hrs = K (terukurF ) WS CS = kcal /kwh 916 . 20 485 . 68 . Hrs = 3,274 kcal/ kwh.
4. Heat Rate Standard :
Hri = 12, 510 BTU/ kwh Spec 418HB995. = 12, 510. 0.252 = 3, 152 kcal/ kwh.
fe = 1. 02 dengan 82. 67 oF temp udara luar. Spec 418HA996. ff = 1 + 100 . 007 . 0 Pa = 1 + 100 3 . 29 . 007 . 0 = 1.002 fg = 1 Hrs = 3, 152. 1.02.1.002.1 Hrs = 3,221 kcal/ kwh. 5. Bandingkan :
Heat Rate = 3, 221 kcal/ kwh diharapkan. Heat Rate = 3, 274 kcal/ kwh terukur.
2.7.3. Effesiensi Total :
Untuk membangkitkan 1 kwh dibutuhkan 860 kcal. rs S H 860 1. S diharapkan : = 26.6% 221 , 3 860 2. S terukur :
= 26.2% 274 , 3 860 3. Bandingkan 1 dan 2. 3. PRINSIP PENGOPERASIAN PLTG. 3.1. Bagian-bagian Utama PLTG.
Untuk memahami pengoperasian PLTG tentunya perlu mengetahui terlebih dahulu bagian2 dari Peralatan Utama dan Peralatan Bantunya serta fungsi dari peralatan2 tersebut.
Bagian2 Utama pada turbine gas secara umum yang sederhanan adalah sebagai berikut : 1. Kompresor. 2. Ruang Bakar. 3. Turbine. 4. Reduction Gear. 5. Generator.
Skema pemasangan dari bagian2 tersebut seperti diperlihatkan pada gambar dibawah ini. Pada gambar tersebut terdapat pula Diesel Starter, Starting Cluth, yang termasuk kepada peralatan bantu turbine gas.
Kompresor.
Kompresor pada turbine gas digunakan untuk memampatkan udara yang berasal dari atmosfir sehingga kandungan energy pada udara tersebut menjadi naik. Kenaikan energy secara teoritis ideal adalah sama besarnya dengan kerja yang diperlukan untuk memutar kompresor. Tenaga (kerja) yang diperlukan untuk memutar kompresor diambil dari tenaga yang dihasilkan oleh turbine sendiri kira-kira 2/3 bagian tenaga (daya)nya. Kompresor pada PLTG biasanya multi stage kompresor. Di PLTG Unit IV tambak lorok untuk kapasitas yang serupa mempunyai 17 tingkat sudu gerak yang terpasang secara aksial (tipe aksial). Putaran kompresor 5.100 rpm, tekanan masuk 1 atmosfir (14.7 PSIA). Kompresor demikian termasuk kompresor dengan kapasitas besar. Tekanan yang dihasilkan kira-kira 7-9 kali lipat tekanan disisi isapnya, atau dengan kata lain kompresor rationya 7-9. Udara yang dihasilkan kompresor dipergunakan untuk udara pembakaran, perapat minyak pelumas pada bantalan No. 1, pendinginan sudu turbine tingkat 2, rumah turbine, nozel tingkat pertama, dan udara pengabut bahan bakar. Kompresor tersebut dibagi dalam 4 bagian :
1. Sisi masuk. 2. Bagian depan. 3. Bagian belakang. 4. Sisi keluar/ tekan.
Dibagian sisi masuk terdapat sudu pengarah yang dapat diatur, bantalan No. 1, dan perapat udara tekanan rendah. Sudu pengarah sisi masuk yang dapat diatur tersebut pada saat start atau pada saat unit tidak beroperasi berada pada posisi 44o, dan berada pada 80o setelah kecepatan turbine diatas 95%. Pada bagian depan terdapat susdu stator tingkat 0 s.d 3, pada bagian belakang terdapat sudu stator tingkat 4 s.d 9, dan pada sisi keluar kompresor terdapat sudu stator tingkat 10 s.d. 16 dan fan pengarah keluar tingkat 1 dan tingkat 2.
Ruang Bakar.
Ruang bakar terdiri dari Nozle bahan bakar, pendeteksi nyala api, busi, liner dan transition piece.
Udara yang digunakan untuk pembakaran digunakan untuk pembakaran berasal dari sisi keluar kompesor, sedangkan bahan bakar masuk keruang bakar melalui nozzle yang dipasang pada tutup liner ruang bakar. Bilamana terjadi pengumpulan bahan bakar akibat terjadinya kegagalan start, bahan bakar tersebut akan berkumpul pada ruang bakar No. 5 yaitu ruang bakar yang berada di bagian yang paling rendah. Dengan demikian, pada ruang bakar No. 5 ini dilengkapi dengan saluran pembuangan bahan bakar. Pada saluran pembuangan bahan bakar tersebut terdapat sebuah katup yang bekerja menutup apabila mendapat tekanan udara dari kompresor dan tetap terbuka bila tidak ada tekanan atau gagal start. Untuk penyalaan digunakan busi elektroda yang dipasang pada dua buah ruang bakar yaitu pada ruang bakar No.2 dan No. 3, sedangkan penyalaan pada ruang bakar yang lain disebabkan oleh adanya pipa saluran penghubung antar ruang bakar (cross fire tube) yang memberikan penyalaan antar ruang bakar yang satu dengan yang lain. Sebelum udara keluar kompresor mengalir kedalam ruang bakar, pertama-tama harus melewati sekeliling transition piece. Hal ini akan menimbulkan perpindahan panas dari Transition piece ke udara pembakaran dan sekaligus merupakan pemanas awal bagi udara bakar.
Udara yang mengalir ke dalam ruang bakar (combustion chamber) mempunyai 3 fungsi antara lain :
1. Memberikan zat pembakar kepada bahan bakar.
3. Menaikkan produksi panas hasil pembakaran sesuai dengan temperature masuk turbine yang dikehendaki.
Disamping itu, untuk mengetahui adanya nyala api atau tidak didalam ruang bakar, maka dipasang pendeteksi nyala api pada ruang bakar No. 7 dan No. 8.
Turbine.
Di dalam turbine ini, gas hasil pembakaran yang bertemperature dan bertekanan tinggi diubah menjadi tenaga pada poros untuk memutar generator dan kompresornya sendiri. Di PLTG Unit IV PLTG Tambak Lorok Semarang mempunyai 2 tingkat sudu turbine. Sudu tingkat pertama merupakan sudu yang menerima tekanan tinggi, sedang sudu tingkat 2 merupakan sudu yang menerima tekanan rendah.
Gbr. 2 Turbine Gas Type MS5001.
Generator.
Generator gunanya untuk merubah energy mekanik menjadi energy listrik. Tenaga yang dihasilkan generator pada PLTG hanyalah kuran lebih 1/3 bagian dari tenaga yang dihasilkan oleh turbine. Pada PLTG Unit IV Tambak Lorok, tegangan yang dihasilkan adalah 11.000 volts, yang kemudian dinaikkan menjadi 150.000 volts melalui trafo 27 MVA.
3.2. Peralatan Bantu (Auxiliary Equipment).
Peralatan ini diperlukan untuk menjamin agar turbine dapat dioperasikan secara aman dan terkendali, mulai dari saat start sampai menghasilkan daya yang dikehendaki.
Peralatan Sistem Start (Starting Device).
Pada saat start kompresor belum berfungsi, sehingga belum ada aliran udara yang masuk kedalam ruang bakar atau belum ada suplai udara yang diperlukan dalam proses pembakaran agar dihasilkan gas panas yang dapat memutar sudu turbine. Untuk starting device pada PLTG atau gas turbine berbagai macam peralatan digunakan diantaranya :
A. Diesel.
C. Motor Bensin.
D. Generatornya sendiri atau SFC (Starting Frquency Converter).
Untuk starting device yang menggunakan motor bensin hanya digunakan pada gas turbine dengan kapasitas kecil missal 250 kVA. Di PLTG Tambak Lorok digunakan sebuah motor diesel Detroit dengan daya 500 HP. Diesel tersebut mempunyai bagian-bagian dan perlengkapan sebagai berikut :
1. Mesin Diesel.
a. Sistem suplai udara. b. Sistem exhaust. c. Sistem bahan bakar. d. Sistem air pendingin.
e. Sistem pengaturan (throttle system). 2. Torque Conventer.
a. Sistem minyak pelumas converter. 3. Starter Diesel 88 DS.
4. Tachometer (pengukur putaran). 5. Solenoid 20 DT, 20 DV, dan 20 DA. 6. Pressure Switch 63 DM dan 63 QD. 7. Relief Valve VR – 13.
Selain itu, diesel ini merupakan mesin dua siklus (2 tak) dengan 12 buah silinder yang pemasangannya berbentuk V, dengan putaran maksimum 2300 rpm. Air pendingin diesel ini diambil dari system pendingin unit. Selain oleh beratnya sendiri, air pendingin ini pada diesel dipompa, mengalir melalui pendingin minyak pelumas dan water jacket menuju rumah thermostat. Dengan adanya thermostat, sebelum mesin mencapai temperature normal operasi, air bersirkulasi kembali kesisi masuk pompa. Akan tetapi, bila mesin telah berada pada temperature normal, thermostat akan membuka dan kemudian mengembalikan air kembali ke sistem air pendingin Unit. Temperature normal operasi tersebut berkisar antara 160o – 185oF. Mesin diesel inipun dilengkapi dengan sebuah governor pembatas putaran mekanik dan sebuah pengoperasi throttle dua posisi yang dikontrol oleh solenoid valve 20 DA. Bila solenoid valve 20 DA tidak bekerja maka mesin beroperasi pada putaran idle. Sebaliknya, bila solenoid valve tersebut bekerja, maka silinder throttle membuka penuh dan membuat mesin dalam full power (tenaga yang tinggi). Silinder throttle mendapat suplai minyak dari sebuah pompa kecil yang digerakkan oleh cam. Apabila throttle berada pada posisi membuka penuh dan berada pada akhir langkah silinder maka aliran minyak kembali ke oil carter melalui relief valave VR-13. Bilamana mesin start up, 33 CS (limit switch untuk starting cluth), solenoid 20 DV dan 20 DT harus bekerja agar diesel starter 88 DS dapat bekerja. Ketika start, pressure switch
63 DM bekerja oleh tekanan bahan bakar, kemudian mengakibatkan starter diesel pada posisi stop. Pada saat tekanan minyak pelumas mengerjakan pressure switch 63 QD, solenoid 20 DA bekerja mempercepat putaran diesel menuju putaran penuh. Ketika pada turbine telah terjadi proses pembakaran dan bahan bakar terus bertambah sehingga putaran turbine naik sampai turbine dapat memikul beban putarannya sendiri, maka pada putaran 65% starting cluth membuka secara automatic, mengembalikan kedudukan kontak limit switch 33 CS untuk membuka. Dengan membukanya limit switch 33 CS, 20 DA de-energized (tidak bekerja), sehingga mesin diesel kembali pada putaran idle untuk cool down selama 5 menit. Setelah cukup waktu pendinginannya, mesin berhenti dengan tidak bekerjanya solenoid 20 DV dan 20 DT yang dikontrol oleh timer 62 DE.
Peralatan System Bahan Bakar.
Peralatan system bahan bakar terdiri dari filter bahan bakar tekanan rendah, katup penutup bahan bakar, seperangkat katup by pass bahan bakar, filter bahan bakar tekanan tinggi, pembagi aliran bahan bakar, seperangkat katup pemilih dan pressure gauge, katup drain start gagal (false start drain valve), dan macam-macam pressure gauge. Bahan bakar dari tangki terlebih dahulu dipompa oleh forwading pump, melelui filter bahan bakar tekanan rendah, kemudian melalui orifice (yang digunakan untuk pengetesan saja), menuju katup penutup bahan bakar yang akan membuka bila mendapat mendapat tekanan dari minyak pelumas control dan akan menutup bila terjadi kehilangan tekanan dari minyak pelumas control tersebut.
Setelah melalui katup penutup, bahan bakar dipompa oleh pompa utama dan terus mengalir melalui filter bahan bakar tekanan tinggi, menuju ke Flow Devider yang digerakkan oleh motor 88 FM, yang bekerja selama busi menyala, (pergerakkan flow devider selanjutnya diakibatkan oleh gerakkan bahan bakar sendiri) kemudian masuk ke dalam combustion chamber, seteleh terlebih dahulu melalui check valve. Untuk pengaturan jumlah bahan bakar yang sesuai dengan kondisi operasi dari turbine gas, maka digunakan katup by pass bahan bakar yang akan menutup atau membuka untuk mengembalikan bahan bakar kebagian sisi isap pompa. Menutup atau membukanya katup tersebut diatur oleh katup servo 65 FP. Katup servo 65 FP ini dalam bekerjanya ditentukan oleh system control speedtronik sehingga jumlah aliran yang mengalir ke ruang bakar turbine sesuai dengan kondisi operasinya. Untuk mengamankan pompa bahan bakar dari kemungkinan terjadinya kerusakan akibat tekanan lebih maka dipasang katup pengaman VR-4 yang akan mengembalikan bahan bakar ke sisi isap pompa, sehingga tekanan turun pada batas yang diperbolehkan.
Peralatan System minyak Pelumas.
Pada peralatan yang berputar diperlukan sekali system pelumasan. Sistem pelumasan tersebut harus mempunyai sifat-sifat : dingin, bersih, dan bertekanan. Minyak pelumas yang bertekanan diperlukan oleh gas turbine untuk system control hydraulic. Selain untuk keperluan tersebut, minyak pelumas digunakan untuk pelumasan turbine, generator, accessory gear, reduction gear, dan peralatan lain yang memerlukannya. Peralatan system minyak pelumas terdiri dari :
1. Tanki minyak pelumas dengan kapasitas 6.400 liters.
2. Pompa minyak pelumas utama yang digerakkan oleh poros utama yang digerakkan oleh poros utama melalui accessory gear.
3. Pompa pelumas untuk cooldown dan emergency yang digerakkan oleh motor listrik AC/ DC.
4. Pendingin minyak pelumas, alat penukar panas minyak-pelumas air. 5. Filter aliran penuh dengan cartridge yang dapat diganti.
6. Katup pelepas tekanan (VR-1) pada sisi tekan pompa minyak pelumas utama.
7. Katup pengatur tekanan pada bearing header (VPR-2).
8. Katup pengatur tekanan untuk suplai minyak pelumas control.
Viskositas minyak pelumas pada saat start maksimum tidak boleh melebihi 800 S.S.U.
Pada saat normal operasi, minyak pelumas dipompa oleh pompa minyak pelumas utama melalui alat penukar panas, filter 5 μ kemudian menuju bantalan-bantalan dan peralatan lain yang memerlukannya, kemudian kembali ke tangki. Untuk suplai hydraulic diambil dari OR-1 dan OR-2. Akan tetapi, pada saat start atau stop dan ratcheting dipergunakan pompa emergency AC atau DC. Pompa tersebut bekerja sampai putaran turbine mencapai 95% pada saat start, dan 75% pada saat stop. Setelah putaran turbine mencapai 0 rpm, selanjutnya Ratcheting Sequence dan pompa emergency ini tetap bekerja. Pompa dapat di-stop oleh operator setelah Ratcheting Sequence cukup waktu untuk mendinginkan poros turbine. Pada saat start/ stop black start tugas ini diambil oleh pompa emergency DC. Pompa ini bekerja hingga turbine mencapai 40% speed pada saat start, dan bekerja setelah terjadi drop pada Pressure Switch 63 QL pada periode stop (shut down). Pada saat-saat Ratcheting, pompa emergency DC hanya bekerja 3 menit 1 kali untuk menghemat baterai.
Peralatan Sistem Pendingin.
Sistem pendingin di PLTG Unit IV PLTG Tambak Lorok ini merupakan system tertutup yang direncanakan untuk menyesuaikan disipasi panas yang diinginkan dari system minyak pelumas, system udara pengabut, dan mesin diesel start. Air pendingin dipompa oleh pompa utama dari tangki melalui VTR-1 (katup yang mengatur masuknya air pendingin) masuk ke dalam Heat Exchanger. Katup tersebut dikontrol oleh sensor temperature yang dipasang pada bearing header. Setelah keluar dari Heat Exchanger, aliran dibagi dua. Salah satu cabang alirannya menuju mesin diesel kemudian kembali ke tangki, sedangkan cabang aliran yang lain digunakan untuk pendinginan Atomizing Air Pre-cooler. Air panas yang keluar dari Atomizing didinginkan oleh pendingin Fan Radiator I yang berada diluar Turbine, kemudian didinginkan kembali oleh Fan Radiator II (didalam Turbine) dan kembali ke tanki. Air pendingin keluar dari Atomizing air pre-cooler diatur oleh VTR-2 yang dikontrol oleh sensor temperature yang dipasang pada Atomizing air. Sistem Udara Pengabut.
Udara pengabut diperlukan untuk pengabutan bahan bakar pada sisi keluar nozzle bahan bakar, agar pembakaran sempurna. Lebih banyak jenis bahan bakar dengan viscositas yang sukar untuk dikabutkan. Akan tetapi, bahan bakar jenis light distillate tidak banyak masalah, bahkan pengabutanya dapat dibentuk oleh nozzle bahan bakarnya sendiri (nozzle bahan bakar dengan pengabutan mekanik). Untuk Gas Turbine dengan bahan bakar gas tidak perlu adanya atomizing air atau pengabutan.
Udara pengabutan diambil dari sisi tekan kompresor (Compressor Discharge) yang kemudian tekanannya dinaikkan 1.5 kali tekanan udara pada ruang bakar, oleh sebuah kompresor yang digerakkan accessories gear. Sebelum kompresor tersebut berfungsi, pada periode start-up pengabutan pertama-tama dilakukan oleh pompa pengabut (booster pump) yang digerakkan oleh sabuk yang dihubungkan dengan starting diesel atau digerakkan oleh motor listrik. Akan tetapi setelah kompresor utama mencapai tekanan yang cukup tinggi maka check valve akan dengan sendirinya menutup aliran udara dari booster, dan booster akan berhenti setelah diesel berhenti. Untuk mengamankan booster dari tekanan lebih, dipakai relief valve VR-12. Peralatan system udara pengabut :
a. Air cleaner PDSI.
b. Atomizing air pre-cooler Hx-1. c. Temperature Switch 26 AA. d. Kompresor udara pengabut.
e. Differential pressure-switch 63 AD-1. f. Pulsation Snuber PPD-1.
g. Atomizing air manifold. h. Booster compressor C.A-2. i. Relief valve VR-12.
j. Check Valve.
k. Unloading Valve VH 15.
Udara dari kompresor utama turbine, melalui separator (untuk mengeluarkan partikel-partikel asing) didinginkan terlebih dahulu dengan atomizing air pre-cooler, kemudian sebagian ke injector dipakai untuk mengeluarkan uap minyak dari accessories gear, dan sebagian lagi dimampatkan oleh kompresor atomizing utama, masuk ke snubber. Dari snubber menuju atomizing air manifold kemudian keruang bakar. Bila udara atomizing terlalu panas maka sensor temperature 26 AA akan memberikan alrm ke panel turbine.
Suplai Hydraulic.
Suplai minyak hydraulic diambil dari system minyak pelumas. Suplai OR-1 digunakan untuk minyak tekanan tinggi servo valve dalam system bahan bakar, dan untuk inlet guide vane. Suplai dari OR-2 digunakan untuk minyak tekanan tinggi starting cluth, dan hydraulic ratchet. Ratcheting digunakan untuk pendinginan poros pada saat stop, sebagai pemutar awal pada saat start, dan juga untuk keperluan pemeliharaan.
Minyak Pelumas Kontrol.
Minyak pelumas control digunakan untuk system trip turbine. Suplai minyak control diambil dari OLT yang berasal dari sisi tekan pompa minyak pelumas pompa utama. Sistem trip mekanik dan system trip elektrik. Sistem trip mekanik dikerjakan oleh over speed bolt trip, over speed trip valve, dan manual trip. Pada system trip elektrik dilakukan oleh solenoid valve 20 FL. Pada saat unit beroperasi 20 FL harus bekerja. Baik pada system elektrik maupun mekanik kedua-duanya mempunyai prinsif kerja yang sama yaitu untuk menutup bahan bakar agar unitnya berhenti. Prinsif kerja tersebut adalah hanya menghilangkan suplai tekanan minyak pelumas yang digunakan untuk membuka katup penutup bahan bakar tersebut, sehingga katup tersebut menutup aliran bahan bakar.
3.3. Sistem Kontrol dan Pengaman Turbine.
Sebuah turbine gas mempunyai system control dan pengaman. Sistem control tersebut mencakup system dan sub-system yang digunakan untuk mengatur jumlah bahan bakar yang masuk ke Turbine didalam start normal, operasi, dan pembebanan. System control tersebut terdiri dari : system control start-up, system control kecepatan, system control temperature, dan control bahan bakar. System pengaman dipergunakan untuk pengaman pada start-up normal dan shut down, gangguan-gangguan luar pada saat pembebanan, dan untuk mencegah kerusakan turbine gas. System pengaman tersebut terdiri dari :
1. Sistem pengaman putaran lebih. 2. Sistem pengaman temperature lebih. 3. Sistem pengaman dan pendeteksi vibrasi. 4. Sistem pengaman dan pendeteksi nyala api.
3.4. Prinsif kerja Turbine Gas.
Diesel memutar poros turbine/ kompresor sehingga udara atmosfir yang diisap kompresor dinaikkan tekanannya beberapa kali lipat. Udara bertekanan tinggi yang dihasilkan kompresor tersebut masuk kedalam ruang bakar. Kedalam ruang bakar itupun dikabutkan bahan bakar sehingga bahan bakar bercampur dengan udara. Dengan dinyalakannya busi penyala tegangan tinggi yang terpasang pada ruang bakar, maka terjadilah pembakaran. Pembakaran berjalan terus menerus selama aliran bahan bakar tidak berhenti. Gas yang bertekanan dan bertemperatur tinggi dari hasil pembakaran tersebut mendorong sudu-sudu turbine dan menyebabkan poros turbine berputar menggerakkan Generator dan peralatan bantu turbine pada accessories gear.
3.5. SOP PENGOPERASIAN UNIT PLTG. 3.5.1. Data Referensi dan Pencegahan.
Tanggung Jawab Operator.
Hal penting bagi Operator untuk mengetahui atau familier dengan informasi2 sbb :
- Control Specification Drawing. - P & I Diagram.
- Paham mengenai proteksi electric dan mechanic. - Paham mengenai batasan2 operasi.
- Paham mengenai pembebanan.
- Paham mengenai kondisi kesiapan Alat Utama dan Alat Bantu Unit sebelum dioperasikan.
- Paham mengenai first line maintenance yang perlu dilakukan oleh operator sebelum pekerjaan pemeliharaan yang berat dilakukan oleh regu pemeliharaan.
Operator juga harus paham bahwa unit baru maupun yang habis overhaul tidak akan distart sebelum kondisi2 berikut dilakukan :
1. Checks List yang dikehendaki sebelum beroperasi.
2. Sistem control telah diperiksa dan telah sesuai dengan fungsinya. 3. Seluruh SOP tentang operasi telah dipahami.
Hal ini sangatlah penting bahwa operator turbine gas membangun
pengoperasian yang tepat. Kami mengutamakan tunduk kepada aturan2 berikut :
1. Responds terhadap Annunciators :
Investigasi dan perbaiki penyebab2 kondisi yang tidak normal. Terutama yang menyangkut system proteksi seperti : Low oil pressure, over temperature, vibrasi, dan overspeed.
2. Periksa system control :
Setelah pemeliharaan atau penggantian/ perbaikan part , fungsi dari control system perlu diperiksa. Jangan diasumsikan bahwa hasil dari perbaikan/ pemeliharaan tersebut dianggap sudah baik tetapi hasus diperiksa atau diuji dulu.
3. Monitoring exhaust temperature selama periode start-up :
Overtemperature dapat menyebabkan bagian2 laluan gas panas dari turbine akan rusak. Memonitor exhaust temperature pada control yang tepat setelah pemeliharaan atau start-up. Berhentikan turbine jika exhaust temperature melebihi level trip normal atau cenderung naik pada nilai yang tidak seperti biasanya. Terutama pada periode yang kritis saat terjadi overtemperature selama phase start-up sebelum
turbine mencapai governing speed. Pada saat ini udara mengalir rendah dan turbine tidak dapat melakukan percepatan yang menjauhi kelebihan bahan bakar.
3.5.2. Tindakan2 Pencegahan Operasi Yang Umum.
Batasan2 Temperature.
Berdasarkan pada Control Specifications untuk actual exhaust temperature control setting, adalah penting untuk membatasi pengoperasian pada “baseline value” dari exhaust temperature spreads dibandingkan dengan data yang beikutnya. Data base line ini terutama pada saat steady state operation setelah unit initial start-up, sebelum dan sesudah keluar berencana, sebelum dan sesudah pemeliharaan.
Suatu point yang penting, menjaga dan mengevaluasi exhaust temperature spreads tidak perlu ketinggian spreadnya tetapi perubahan spreadsnya didalam periode waktu. Pembacaan yang akurat dari exhaust temperature setiap hari dapat mengindikasikan sebuah persoalan yang berkembang.
Pelajari dan bandingkan dengan Specipication-Setting Drawing untuk maksimum spreads temperature yang diijinkan dan batasan2 operasi temperature wheelspace.
Thermocouple wheelspace diidentifikasi bersama dengan nomenclaturnya pada Device Summary. Sebuah thermocouple yang jelek akan menyebabkan sebuah “High Wheelspace Differential Temperature” alarm. Thermocouple yang jelek tersebut harus segera diganti dengan yang baru secepatnya pada saat yang tepat.
Bila temperature didalam salah satu wheelspace yang manapun lebih tinggi seperempat kali dari setting batasan temperature, ini adalah sebuah indikasi adanya suatu kerusakan. Tingginya wheelspace temperature bisa disebabkan oleh hal2 berikut ini :
1. Posisi thermocouple yang tidak tepat. 2. Seals turbine aus.
3. Tersumbatnya pipa udara pendingin. 4. Adanya bocoran pada external piping. 5. Malfunction pada system pembakaran.
6. Distorsi yang berlebihan pada exhaust inner difufuser. 7. Distorsi yang berlabihan pada stator turbine.
Periksa wheelspace themperature dengan seksama pada initial start-up. Jika dengan consistent tinggi, dan dari hasil pemeriksaan kebocoran pada external piping tidak ada maka bisa menaikkan sedikit besarnya orifice. Konsultasi dengan General Electric untuk kenaikkan besarnya orifice ini. Setelah overhaul turbine seluruh besaran orifice harus dikembalikan ke ukuran aslinya asumsikan bahwa seluruh clearance kembali ke normal dan bocoran2 telah diperbaiki.
Perhatian :
Jika wheelspace temperature melebihi batasan maksimum temperature sangat potensial mengakibatkan turbine rusak dalam satu periode waktu. Kelebihan temperature ditampilkan pada annunciator tapi menyebabkan unit trip. Pembacaan tempreture wheelspace tinggi harus dilaporkan kepada teknisi General Electric sesegera mungkin.
Batasan2 Tekanan.
Berdasarkan kepada Device Summary untuk actual pressure setting. Tekanan minyak pelumas nominal didalam bearing feed header adalah 26 PSIG. Turbine akan trip jika tekanan pada 8 PSIG.
Batasan2 Vibrasi.
Batasan2 vibrasi maksimum untuk gas turbine tidak boleh melebihi 1.0 inch (2.54 cm)/ second pada arah horizontal maupun vertical. Tindakan corrective harus sudah dimulai sejak vibrasi melebihi 0.5 inch/ second (1.27 cmm/ second) seperti diindikasikan pada SPEEDTRONIC control primary operator interface.
Jika ada keragu-raguan tentang accuracy pembacaan atau jika diinginkan pengukuran vibrasi yang acurat dapat diukur dengan vibrometer atau vibration test equipment yang lain.
Load Limit.
Load capability maksimum dari turbine gas diberikan didalam control specipication. Untuk batasan atas generator capability berdasrkan kepada Reactive Capability Curve didalam bagian operasi dari GENERATOR AND ACCESSORIES tab dari Service Manual.
Pembebanan Lebih dari Gas Turbine, yang melibatkan tata cara dan Kenyataan.
Praktisi2 General Electric mendesign gas turbine dengan margine keamanan untuk mencapai komitment contract dan mempertahankan umur dan tidak ada masalah dalam pengoperasian. Sehingga pengoperasian maksimum tanpa masalah dapat dipertahankan.
General Electric mendesign turbine2nya dengan lebih luas daripada marginenya pada turbine bucket thermal dan dynamic stresses, compressor dan turbine wheel stresses, generator ventilation, coolers, dlsb.
Gbr. 5 Capability Curve.
Hasilnya adalah design2 turbine lebih teliti daripada yang diperlukan karena sangatlah penting untuk memuaskan customer dan industry kelistrikan.
Tak perlu dikatakan lagi bahwa turbine tidak dapat dipoperasikan dengan aman tanpa batasan pembebanan. Bagaimanapun dengan beroperasi diatas margins design, konsekwensinya adalah memperkecil reabilitas dan menaikkan biaya pemeliharaan. Secara berurut jika terjadi malfunction dalam pengoperasian sehingga menghasilkan sesuatu yang dibawah
contract maka hal itu bukanlah menjadi tanggung jawab General Electric Company.
Kenyataan bahwa generator beroperasi pada temperature dibawah 185oF (85oC) untuk rotor dan 140oF (60oC) untuk stator yang diijinkan oleh AIEE standars. Hal ini tidak berarti bahwa turbine dapat dioperasikan penuh diatas rating pada name plate. Standard2 ini utamanya adalah untuk memproteksi ketahanan isolasi dari thermal deterioration pada turbine yang kecil. Temperature detector yang mengelilingi stator register mencatat temperturte yang rendah daripada copper karena temperature drop yang melalui isolasi dari tembaga sampai bagian luar isolasi dimana temperature detector diletakkan. Disitu juga ada kondisi2 conductor expantions, insulations stress, dlsb yang significant terhadap batasan2. Factor2 ini harus sudah diantisipasi didalam “Vee” curves dan reactive capability curve dari bagian2 instruksi pengoperasian generator dan mempertimbangkannya untuk tidak melebihi nilai2 batas yang diberikan.
Mungkin juga pada salah satu Turbine Gas – Generator memerlukan reduction gear diantara Turbine dan Generator untuk memperkecil putaran generator. Jika turbine diopersikan pada beban melebihi beban maksimum, reduction gear tersebut pun akan dibebani melebihi kemampuannya sehingga menurunkan life timenya.
Gas turbine secara mechanical didesign didalam batasan2 yang telah diterangkan sebelumnya, faedah yang dapat dipakai dengan menaikkan kapabilitas diatas name plate rating, yang bisa dilakukan pada saat temperature ambient rendah (karena kenaikkan berat jenis udara), tanpa melebihi temperature maksimum turbine inlet yang diijinkan.
Batasan beban dari gas turbine – generator tidak boleh melebihi walaupun ambient temperature lebih rendah daripada pada saat load limit gas turbine tercapai. Pada kondisi ini gas turbine akan beropersi pada batasan beban dengan sebuah inlet temperature turbine yang lebih rendah dan stresses design pada load coupling dan poros turbine tidak akan terlampaui.
Jika turbine overload sehingga schedule temperature exhaust turbine tidak diikuti untuk alasan malfunction atau ketidak tepatan setting dari exhaust temperature control system, temperature inlet turbine maksimum yang diijinkan atau exhaust temperature maksimum yang diijinkan atau kedua2nya akan melebihi dan akan menghasilkan sesuatu yang berhubungan dengan kenaikkan biaya pemeliharaan dan kasus2 extrim boleh juga menghasilkan gangguan, kegagalan, atau kerusakan2 dari parts2 turbine. System temperature control akan merasakan temperature exhaust dan memunculkan bias tertentu untuk membatasi aliran bahan bakar
sehingga tidak ada air inlet turbine atau turbine exhaust temperature yang melebihi.
Fire Protection System Operating Precautions.
Pada saat System fire protection bekerja Turbine akan trip dan sirine berbunyi pesan alrm pada monitor diruang control muncul. Tingkap yang membuka didalam compartement akan ditutup oleh sebuah pressure operated latch dan damper didalam turbine shell cooling discharge akan bekerja, jika diperlengkapi.
Annunciator dan alrm yang mudah dilihat akan secara tanpa bunyi dengan mengklik pada alrm SILENCE target. Alrm dapat dihilangkan dari alarm list pada interface operator utama setelah ACKNOWLEDGE target dan ALARMRESET target diaktulisasikan tetapi hanya setelah penyebab situasi alarm dibetulkan.
System fire protection harus ditambah dan direset sebelum hal ini dapat secara automatic bereaksi menjadi kebakaran lain. Reset harus dilakukan setelah tiap2 pengaktipan system proteksi yang terdiri dari sebuah initial discharge (pengosongan pertama) diikuti dengan pengosongan media fire protection berikutnya. Reset system pemadam kebakaran dilakukan dengan resetting preesure switch yang berlokasi pada system fire protection. Damper ventilasi secara automatic akan menutup dengan signal yang diterima dari system pemadam kebakaran dan harus secara manual dibuka diadalam seluruh kompartement sebelum turbine start kembali.
CAUTION :
Kesalahan membuka kembali damper ventilasi kompartement akan memperpendek umur dari major accessory equipment. Kesalahan membuka kembali load coupling kompartement akan memperkecil performance generator.
Combustion System Operating Precautions.
Emisi asap hitam yang tiba2 dapat mengindikasikan adanya kemungkinan kesalahan dari outer casing atau ada persoalan serious dari system pembakaran.
Jika terjadi emisi asap hitam dari exhaust : 1. Segera shut down turbine.
2. Hindari seseorang berada disamping turbine compartement sam pai turbine berhenti.
3. Hindari seseorang untuk berdiri didepan pintu akses kompartement yang membuka dengan tekanan.
4. Lakukan pemeriksaan system pembakaran.
Untuk memperkecil kemungkinan terjadinya kesalahan atau gangguan pada outer casing, operator harus mematuhi hal2 berikut :
1. Selama unit beroperasi, exhaust temperature dimonitor dengan SPEEDTRONIC control system. Temperture spread dibandingkan terhadap spreads yang diijinkan dengan diberikan alarm/ trip jika melebihi batasan2 spread yang diijinkan.
2. Setelah Trip dengan beban 75% keatas, periksa exhaust pada start-up dari asap hitam dan scan thermocouple exhaust jika terdapat spread yang tinggi diluar kebiasaan. Catat temperature spread selama normal start-up untuk dasar tanda2 perbandingan. Adanya peledakan harus diinvestigasi dan dihindarkan.
3. Ikuti interval pemeriksaan yang direkomendasikan pada combustion liners, transition pieces, dan fuel nozzles.
Pengoperatian gas turbine tanpa exhaust thermocouple mempertinggi risiko kebakaran dan mencegah diagnosis problem2 dari pembakaran dengan menggunakan pembacaan perbedaan temperature.
Untuk mencegah terjadinya hal2 malfunction tersebut diatas operator harus menjaga jumlah non operational exhaust thermocouple. Maksimum 2 (dua) tetapi tidak lebih dari 1 (satu) dari 3 (tiga) thermocouple yang berdekatan. Gas turbine beroperasi dengan sebuah thermocouple yang rusak tidak akan bermasalah seperti jika satu thermocouple akan menaikkan risiko dari “combustion alarm” dan/ atau “TRIP” yang tidak valid. Unit akan shut down hanya karena penggantian satu thermocouple yang rusak saja. Bagaimana pun sangat tidak baik untuk mengganti tehrmocouple2 ketika turbine distop untuk alas an yang manapun.
Menuruti criteria yang telah disebutkan diatas dan pemeliharaan untuk pencegahan secara dini seharusnya memperkecil gangguan2 fungsi daripada proteksi dan control juga sejumlah trip turbine yang tidak perlu.
