Analisa Thermal Efficiency Pada Gas Turbine 1 dan Heat Recovery Steam Generator 1 PLTGU Blok 1 PT Pembangkitan Jawa Bali

Analisa Thermal Efficiency Pada Gas Turbine 1 dan Heat Recovery Steam Generator 1 PLTGU Blok 1 PT Pembangkitan Jawa Bali

Mochamad Fachry Zulfikar

Christofel Jarot Yudaputranto S.T., M.T.

1,2Jurusan Teknik Mesin, Fakultas Teknologi Industri, Universitas Gunadarma Email: ¹fachry05@gmail.com, ²cjarot@staff.gunadarma.ac.id

ABSTRAK

Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) merupakan salah satu mesin konversi energi yan paling umum digunakan untuk menghasilkan energi listrik. PLTGU memiliki thermal efficiency yang lebih tinggi dan emisi gas buang yang lebih ramah lingkungan dibandingkan dengan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU). Efisiensi unit PLTGU merupakan gabungan dari efisiensi unit turbin gas, unit Heat Recovery Steam Generator (HRSG), dan unit turbin uap. Efisiensi merupakan faktor penting dalam menghasilkan energi listrik yang terjangkau. Untuk mengetahui efisiensi dari turbin gas dan HRSG maka dilakukan analisa terhadap data yang didapatkan dari running test PLTGU dengan beban turbin gas sebagai variabel bebas. Dari hasil perhitungan, dapat ketahui bahwa turbin gas memiliki efisiensi terendah sebesar 22,78% pada beban 49,6 MW dan efisiensi tertinggi sebesar 29,61% pada beban 109,6 MW, dan heat recovery steam generator memiliki efisiensi terendah sebesar 70,11% pada beban 100 MW dan efisiensi tertinggi sebesar 76,85% pada beban 49,6%

Kata Kunci : Thermal Efficiency, Gas Turbine, Heat Recovery Steam Generator PENDAHULUAN

Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) merupakan salah satu mesin konversi energi yang paling umum digunakan untuk menghasilkan energi listrik, PLTGU merupakan penggabungan dari Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU).

Penggabungan kedua jenis pembangkit listrik menghasilkan pembangkit listrik baru yang memiliki thermal efficiency lebih tinggi dan emisi gas buang yang lebih ramah lingkungan.

Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap menggunakan Natural Gas sebagai bahan bakar, Natural Gas merupakan sumber energi fosil yang memerlukan

waktu yang sangat lama untuk terbentuk sehingga efisiensi yang tinggi dari unit pembangkit dapat mengurangi konsumsi Natural Gas yang semakin menipis Efisiensi unit pembangkit tenaga listrik gas dan uap merupakan gabungan dari efisiensi unit turbin gas, unit Heat Recovery Steam Generator, dan unit turbin uap. Pada unit turbin gas dan turbin uap terjadi konversi energi yang mengubah energi panas menjadi energi mekanis, sedangkan pada unit Heat Recovery Steam Generator terjadi perpindahan panas antara dua fluida, yaitu gas buang dari turbin gas dan air yang akan digunakan untuk menggerakkan turbin uap.

Efisiensi merupakan salah satu faktor yang diperhitungkan dalam proses produksi energi listrik, dengan berkurangnya efisiensi dari pembangkit maka biaya yang diperlukan untuk menghasilkan listrik akan semakin meningkat, sehingga diperlukannya analisa terhadap efisiensi dari unit pembangkit secara berkala agar perawatan terhadap unit pembangkit dapat direncanakan dengan baik sehingga efisiensi dari unit pembangkit tetap terjaga dan mengurangi kemungkinan terjadinya permasalahan dalam memproduksi energi listrik sehingga kebutuhan energi listrik dapat terpenuhi dengan biaya yang rendah.

METODE PENELITIAN

PLTGU PT Pembangkitan Jawa Bali UP Gresik terdiri dari 3 blok dengan masing- masing blok terdiri dari 3 turbin gas, 3 HRSG dan 1 turbin uap.

Metode penelitian menggunakan metode Thermal Efficiency

Tabel 1.

Data Operasional PLTGU Blok 1.1 Beban Turbin Gas 49,6 MW

Nama Satuan Simbol Nilai Gas Turbine

Load

MW WGT 49,6

Fuel Higher Heating Value

Btu/scf HHVfuel 1059,04

Fuel Flow kNm³/h ṁfuel 18,8 Preheater

Flow

T/h ṁp 170

Preheater Inlet Temperature

°C T1 40,1

Preheater Outlet Temperature

°C T2 130,1

High Pressure Feed Water Flow

T/h ṁ3 132,2

High Pressure

°C T3 139

Feed Water Temperature High Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P3 114

High Pressure Steam Flow

T/h ṁ4 120

High Pressure Steam Temperature

°C T4 456,4

High Pressure Steam Pressure

kg/cm² P4 45,3

Low Pressure Feed Water Flow

T/h ṁ5 52,4

Low Pressure Feed Water Temperature

°C T5 137

Low Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P5 16,4

Low Pressure Steam Flow

T/h ṁ6 39

Low Pressure Steam Temperature

°C T6 160

Low Pressure Steam Pressure

kg/cm² P6 5,3

Tabel 2.

Data Operasional PLTGU Blok 1.1 Beban Turbin Gas 100 MW

Nama Satuan Simbol Nilai Gas Turbine

Load

MW WGT 49,6

Fuel Higher Heating Value

Btu/scf HHVfuel 1059,04

Fuel Flow kNm³/h ṁfuel 18,8 Preheater

Flow

T/h ṁp 170

Preheater Inlet Temperature

°C T1 40,1

Preheater Outlet Temperature

°C T2 130,1

High Pressure

T/h ṁ3 132,2

Feed Water Flow High Pressure Feed Water Temperature

°C T3 139

High Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P3 114

High Pressure Steam Flow

T/h ṁ4 120

High Pressure Steam Temperature

°C T4 456,4

High Pressure Steam Pressure

kg/cm² P4 45,3

Low Pressure Feed Water Flow

T/h ṁ5 52,4

Low Pressure Feed Water Temperature

°C T5 137

Low Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P5 16,4

Low Pressure Steam Flow

T/h ṁ6 39

Low Pressure Steam Temperature

°C T6 160

Low Pressure Steam Pressure

kg/cm² P6 5,3

Tabel 3.

Data Operasional PLTGU Blok 1.1 Beban Turbin Gas 109,4 MW

Nama Satuan Simbol Nilai Gas Turbine

Load

MW WGT 100

Fuel Higher Heating Value

Btu/scf HHVfuel 1059,04

Fuel Flow kNm³/h ṁfuel 29,8 Preheater

Flow

T/h ṁp 214,3

Preheater Inlet Temperature

°C T1 43,6

Preheater Outlet Temperature

°C T2 125,9

High Pressure Feed Water Flow

T/h ṁ3 159,3

High Pressure Feed Water Temperature

°C T3 138,2

High Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P3 108,7

High Pressure Steam Flow

T/h ṁ4 157

High Pressure Steam Temperature

°C T4 476,6

High Pressure Steam Pressure

kg/cm² P4 64,1

Low Pressure Feed Water Flow

T/h ṁ5 63,7

Low Pressure Feed Water Temperature

°C T5 137,1

Low Pressure Feed Water Pressure

kg/cm² P5 16,2

Low Pressure Steam Flow

T/h ṁ6 53

Low Pressure Steam Temperature

°C T6 161

Low Pressure Steam Pressure

kg/cm² P6 5,4

HASIL DAN PEMBAHASAN Analisa Data

Thermal Efficiency Beban Turbin Gas 49,6 MW:

Thermal Input :

Q_in = ṁ_fuel× HHV_fuel Q_in = 5,22^Nm3

s × 41.700,141 ^kJ

Nm³ Q_in = 217.674,736^kJ

s

Gas Turbine Efficiency : η_GT = ^WGT

Q_in η_GT = ^49.600

kJ s 217.674,736 ^kJ

s

η_GT = 0,2278 η_GT = 22,78%

HRSG Efficiency :

η_HRSG =^{QPreheater+QHP+QLP}

Q_in

η_HRSG =

ṁ_p(h2−h₁)+(ṁ4h₄−ṁ₃h₃)+(ṁ6h₆−ṁ₅h₅) (100%−ηGT)×ṁfuel×HHV_fuel η_HRSG =

[170.000 ^kg_h×(546.81 _kg^kJ−167.95 _kg^kJ)]

+[(120.000 ^kg_h×3339,02 _kg^kJ)−(132.300 ^kg_h×584,88 _kg^kJ)]

+[(39.000 ^kg

h×2757,5 ^kJ

kg)−(52.400 ^kg

h×576,31 ^kJ kg)]

(100%−22,78%)×5,22 ^Nm3_s ×41.700,141 ^kJ

Nm3×3600 ^s h

η_HRSG = 465.052.832 ^kJ

h 605.118.352,2 ^kJ

h

η_HRSG = 0,7685 η_HRSG = 76,85%

Thermal Efficiency Beban Turbin Gas 100 MW :

Thermal Input :

Q_in = ṁ_fuel× HHV_fuel Q_in = 8,28^Nm3

s × 41.700,141 ^kJ

Nm³ Q_in = 345.277,167^kJ

s Gas Turbine Efficiency : η_GT = ^WGT

Q_in η_GT = ^100.000

kJ s 345.277,167 ^kJ_s η_GT = 0,2896 η_GT = 28,96%

HRSG Efficiency :

η_HRSG =^{QPreheater+QHP+QLP}

Q_in

η_HRSG =

ṁp(h2−h1)+(ṁ4h4−ṁ3h3)+(ṁ6h6−ṁ5h5) (100%−ηGT)×ṁfuel×HHVfuel η_HRSG =

[214.300 ^kg_h×(528,9 _kg^kJ−182,59 _kg^kJ)]

+[(157.000 ^kg_h×3363,06 _kg^kJ)−(159.300 ^kg_h×581,45 _kg^kJ)]

+[(53.000 ^kg_h×2758,56 _kg^kJ)−(63.700 ^kg_h×576,53 _kg^kJ)]

(100%−28,96%)×8,28 ^Nm3_s ×41.700,141 ^kJ

Nm3×3600 _h^s η_HRSG = 619.066.797 ^kJ_h

883.025.639,2 ^kJ h

η_HRSG = 0,7011 η_HRSG = 70,11%

Thermal Efficiency Beban Turbin Gas 109,4 MW :

Thermal Input :

Q_in = ṁ_fuel× HHV_fuel Q_in = 8,86^Nm3

s × 41.700,141 ^kJ

Nm³ Q_in = 369.463,249^kJ

s Gas Turbine Efficiency : η_GT =^WGT

Q_in η_GT = ^109.400

kJ s 369.463,249 ^kJ_s η_GT = 0,2961 η_GT = 29,61%

HRSG Efficiency :

η_HRSG = ^{QPreheater+QHP+QLP}

Q_in

η_HRSG =

ṁ_p(h₂−h₁)+(ṁ₄h₄−ṁ₃h₃)+(ṁ₆h₆−ṁ₅h₅) (100%−ηGT)×ṁ_fuel×HHV_fuel η_HRSG =

[215.600 ^kg_h×(521,24 _kg^kJ−187,6 _kg^kJ)]

+[(168.000 ^kg

h×3398,92 ^kJ

kg)−(162.700 ^kg

h×581,88 ^kJ kg)]

+[(54.000 ^kg_h×2758,56 _kg^kJ)−(60.200 ^kg_h×577,17 _kg^kJ)]

(100%−29,61%)×8,86 ^Nm3_s ×41.700,141 ^kJ

Nm3×3600 ^s_h

η_HRSG = 662.496.074 ^kJ_h 936.234.652,2 ^kJ_h η_HRSG = 0,7076 η_HRSG = 70,76%

Pembahasan

Setelah mendapatkan nilai thermal input, efisiensi turbin gas, dan efisiensi HRSG pada 3 nilai beban yang berbeda maka perhitungan disajikan dalam bentuk grafik.

Gambar 1. Grafik efisiensi turbin gas terhadap beban

Berdasarkan perhitungan yang telah dilakukan dapat terlihat efisiensi dari turbin gas berbanding lurus terhadap beban. Dapat terlihat efisiensi terendah sebesar 22,78% terjadi ketika turbin gas memiliki beban terkecil sebesar 49,6 MW yang kemudian meningkat menjadi 28,96% ketika gas turbin memiliki beban sebesar 100 MW dan efisiensi tertinggi sebesar 29,61% terjadi ketika turbin gas memiliki beban terbesar sebesar 109,6 MW. Dapat dikatakan bahwa efisiensi akan meningkat apabila kalor yang masuk ke dalam sistem ditambahkan.

Gambar 2. Grafik perbandingan thermal input dan thermal output

Kenaikan thermal output dari HRSG berbanding lurus dengan kenaikan beban dari turbin gas, akan tetapi persentase kenaikan thermal output dari HRSG tidak sebesar dengan persentase kenaikan thermal input.

Gambar 3. Grafik efisiensi HRSG terhadap beban turbin gas

Berdasarkan perhitungan, Heat Recovery Steam Generator memiliki angka efisiensi sebesar 76,85% ketika beban gas turbin terbesar sebesar 49,6 MW yang kemudian menurun menjadi 70,11% ketika beban gas turbin sebesar 100 MW dan meningkat kembali menjadi 70,76% ketika beban gas turbin sebesar 109,4 MW.

KESIMPULAN

Dari penulisan ilmiah hasil kerja praktek di PT Pembangkitan Jawa Bali UP Gresik, akhirnya penyusun dapat menyelesaikan penelitian dan telah sampai pada akhir penulisan laporan.

22 23 24 25 26 27 28 29 30

0 20 40 60 80 100 120

Efisiensi (%)

Beban Turbin Gas (MW)

40 x10⁶ 50 x10⁶ 60 x10⁶ 70 x10⁶ 80 x10⁶ 90 x10⁶ 100 x10⁶

0 20 40 60 80 100 120

LAJU KALOR (kJ/H)

BEBAN TURBIN GAS (MW) Thermal Input Thermal Output

69 70 71 72 73 74 75 76 77 78

0 20 40 60 80 100 120

Efisiensi (%)

Beban Turbin Gas (MW)

Dari hasil penelitian penyusun dapat menarik kesimpulan antara lain:

1. Turbin Gas 1 blok 1 PLTGU pada PT Pembangkitan Jawa Bali UP Gresik memiliki angka efisiensi terendah sebesar 22,78% pada beban sebesar 49,6 MW dan tertinggi sebesar 29,61% pada beban sebesar 109,4 MW. Thermal efficiency pada turbin gas berbanding lurus terhadap thermal input.

2. Heat Recovery Steam Generator 1 blok 1 PLTGU pada PT Pembangkitan Jawa Bali UP Gresik memiliki angka efisiensi terendah sebesar 70,11% pada beban turbin gas sebesar 100 MW dan tertinggi sebesar 76,85% pada beban turbin gas sebesar 49,6 MW.

DAFTAR PUSTAKA

Chengel, Yunus A, dan Michael A.

Boles. 2014. Thermodynamics An Engineering Approach, 8^th edition.

McGraw Hill Education. New York Hari, Susanto, dan Hadid Durrijal. 2009.

Mengenal dan Memahami Proses Operasi PLTGU Pengalaman dari Gresik. PT Lintang Semesta. Surabaya International Gas Union. 2012. Natural Gas Conversion Guide. International Gas Union. Norway

Muta’ali, Abdul Muiz Abdul, dan Muhammad Roy Haqiqi. 2015. Proses Produksi PLTGU GRESIK. Universitas Gajah Mada. Yogyakarta