Oleh: Bambang Sugiantoro ABSTRACT

iteks Intuisi Teknologi dan Seni

ISSN 1978-2497

METODE ANALISIS ENERGY PERHITUNGAN METODE DIRECT AND INDIRECT (HEAT RATE/TARA KALOR) BAHAN BAKAR BATU BARA DAN PENGARUHNYA PADA PERFORMANCE SISTEM UAP

Oleh: Bambang Sugiantoro ABSTRACT

This analysis usually applied for bolier system using coal as fuel, Coal as fuel need spesific requirements, Low or high heating value were calculating to know how influens its for performance unit. The Purposes calculating Heat rate of fuel with direct methode its to known input and output because the real this methode just need output (steam) and heat inside (fuel regulating) for evaluate efisiensi of steam, calculating methode was directly calculate coal consumptions with calorie value and divide a both with load output generator.indirect methode or heat loss methode was standar of basics test performance steam Generating, standar system for calculating use British Standard, BS 845:1987 dan USA Standard ASME PTC-4-1 Power Test Code Steam Generating Units. From realtionship of fluenced load grapich with Heat Rate the result of regresi (r) = 0,92 and (r) = 0,97 that shown close relationship and corelated coefisien was negatif (-) that shown for (Direct Methode) and (Indirect Methode). Keywords : Heat rate, direct Methode, Indirect methode

A.

LATAR BELAKANG

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) menggunakan bahan bakar Batu Bara. Dalam pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dengan bahan bakar Batu Bara dapat dikatakan efisien dan handal dapat dilihat salah satunya dari performance atau unjuk kerja pembangkit tersebut. performance atau unjuk kerja dari Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) ternyata korelatif terhadap heat rate dalam berbagai perubahan beban yang dibangkitkan. Analisa unjuk kerja dari Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) sangat penting dilakukan dalam rangka berbagai tujuan antara lain: Pertama, sebagai pembuktian bahwa performance pembangkit sesuai dengan design dari pabrikan. Kedua, untuk monitoring unjuk kerja umur suatu pembangkit, dimana semakin tua umur pembangkit maka unjuk kerja (performance) akan semakin turun. Ketiga, sebagai bahan informasi dan petunjuk di dalam perencanaan pemeliharaan suatu pembangkit listrik. Keempat, untuk mengevaluasi kinerja masing-masing peralatan yang berpengaruh terhadap performance pembangkit listrik. Performance atau unjuk kerja Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) meliputi : Heat Rate atau Tara Kalor, Efisiensi Boiler, Turbin-Generator, UAT (Unit Auxiliary Transformer) atau pemakaian listrik untuk keperluan sendiri.dan efisiensi Plant atau pembangkit secara kesuluruhan. Heat Rate atau Tara Kalor adalah kalor yang dibutuhkan untuk menghasilkan satu KWh. Dimana Heat Rate akan semakin meningkat dengan semakin bertambah umur suatu pembangkit listrik yang berbanding terbalik dengan efisiensinya, efisiensi akan semakin menurun dengan bertambahnya umur pembangkit listrik. Dengan fenomena seperti diatas maka sangat perlu dilakukan analisa 250


ISSN 1978-2497

unjuk kerja suatu pembangkit agar dapat efisien dan handal sehingga bila terjadi penurunan kinerja peralatan bahkan kerusakan dari suatu peralatan dapat dimonitor sejak dini dan dapat langsung dilakukan tindakan agar jangan sampai terjadi penurunan efisiensi sehingga tidak handal lagi. B.

PERUMUSAN MASALAH

Dalam Performance tes atau uji unjuk kerja pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) secara perhitungan tara kalor bahan bakar yang mempunyai beberapa rumusan masalah yang akan kami bahas, antara lain : 1. Apakah Heat Rate atau Tara Kalor berpengaruh terhadap Efisiensi Boiler? 2.

C.

Apakah ada pengaruh antara nilai kalor bahan bakar terhadap Efisiensi UAT (Unit Auxiliary Transformer) dan Efisiensi Plant atau Pembangkit secara keseluruhan? TUJUAN PERHITUNGAN HEAT RATE

Adapun tujuan analisa energi tearhadap unjuk kerja Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dengan bahan bakar Batu Bara adalah : 1. Membuat sistem Uji Performance Test Pembangkit yang terdiri dari performance Boiler, Turbin-Generator, UAT (Unit Auxiliary Transformer) atau pemakaian sendiri dan sehingga di dapat Performance Plant atau Performance PLTU . 2.

D.

Mengetahui Performance atau Unjuk Kerja Pembangkit yang terdiri dari Efisiensi Boiler, Efisiensi Turbin-Generator, Efisiensi UAT (Unit Auxiliary Transformer) BATASAN MASALAH

Untuk memfokuskan dan memudahkan dalam penelitian ini maka permasalahan akan kami batasi sebagai berikut : 1. Bahan bakar batu bara yang digunakan adalah jenis Sub Bituminous atau batu bara muda dengan LHV (Low Heating Value) 4200-4800 Kcal/kg. 2. Data perhitungan diambil langsung dari DAS ( Data Aquicion System) CCR (Central Control Room) PLTU dengan sistem Instrumentasi dan Kontrol FOXBORO Invesys I/A series. 3. Uji Performance test atau unjuk kerja hanya untuk mengitung dan mengetahui Heat Rate atau Tara Kalor, efisiensi Boiler, Turbin-Generator, UAT (Unit Auxiliary Transformer) atau pemakaian listrik untuk keperluan sendiri dan efisiensi Plant atau pembangkit secara kesuluruhan.

251


ISSN 1978-2497

4. Metode perhitungan dalam uji Performance test atau unjuk kerja mengunakan pedoman dari British Electricity International (Modern Power Station Practice). E.

TINJAUAN UMUM

Secara umum PLTU merupakan suatu mesin konversi energi, dimana energi primer yang di konversikan menjadi energi listrik adalah bahan bakar, disini menggunakan bahan bakar batubara dan saat awal menggunakan HSD (high speed diesel). Konversi tingkat pertama adalah konversi energi primer menjadi energi (kalor) panas.yang dilakukan di dalam ruang bakar dari ketel uap PLTU. Energi panas kemudian dipindahkan ke dalam air yang ada dalam pipa ketel untuk menghasilkan uap yang dikumpulkan dalam boiler. Uap dari boiler dialirkan dengan nozel untuk memutar turbin uap, dimana energi (entalphy) uap di konversikan menjadi energi mekanis penggerak generator dan akhirnya energi mekanik dari turbin uap ini di konversikan menjadi energi listrik oleh generator. Secara skematis proses tersebut dapat di lihat pada gambar di bawah ini:

200 M STACK RUANG BAKAR BAHAN BAKAR BATUBARA

TURBIN

GENERATOR

CONVEYOR

JARINGAN TRANSMISI 150 KV

COOLING WATER OUTLET

COOLING WATER INLET

Gambar 1 Siklus Umum PLTU (Keman Ismuranto, Pengenalan PLTU 2005 hal 5)

Siklus Rankine Siklus Rankine atau siklus tenaga uap merupakan siklus teoritis paling sederhana yang mempergunakan uap sebagai medium kerja sebagaimana dipergunakan pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU). Gambar dibawah memperlihatkan skema dari pembangkit Listrik Tenaga Uap yang terdiri atas komponen-komponen terpenting yaitu : Boiler, Turbin Uap, Pompa dan Kondensor. Empat proses dalam siklus Rankine adalah : 1-2 : kompresi isentropik di pompa 2-3 : P = konstan, penambahan panas di boiler 3-4 : ekspansi isentropik pada turbin 4-1 : P = konstan, pembuangan panas dikondenser

252


ISSN 1978-2497

Gambar.2 Skema dan diagram T-S siklus ideal Rankine (Abdul Kadir, Pembangkit Tenaga Listrik, 1996, 18) Kemudian untuk mengetahui proses keliling PLTU maka dapat dilihat pada gambar di bawah ini:

Gambar 3 Proses keliling PLTU (Habib Rochani, Termodynamic & Heat Balance, 2006) Proses keliling adalah proses dimana titik awal proses selalu dapat dijumpai kembali. Proses keliling yang dapat dibalik adalah apabila titik awal proses dapat dijumpai kembali dengan melalui lintasan dan cara yang sama (ds = 0). Proses keliling yang tidak dapat dibalik adalah apabila titik awal proses dapat dijumpai kembali dengan melalui lintasan dan cara yang berbeda ( ds≠0 ).

Gambar .4 Proses Keliling PLTU(Rankine Cycle) (Habib Rochani, Termodynamic & Heat Balance, 2006)

253


ISSN 1978-2497

Keterangan gambar : 1-2 Expansi adiabatis uap didalam turbin. 2-3 Pengembunan uap pada p dan T konstan didalam kondensor. 3-4 Penaikan tekanan adiabatis didalam pompa 6-1 4-5 Pemanasan menuju titik didih pada p konstan 5-6 Pendidihan / perubahan fasa pada p dan T konstan 6-1 Pemanasan lanjut uap pada p kostan Titik K =Titik kritis = 225,65 kg/cm2 374,150C Setelah kita mengetahui proses keliling PLTU dan siklus rankine maka kita dapat menghitung efisiensi siklus tersebut yaitu dengan rumus : (Habib Rochani, Termodynamic & Heat Balance, 2006)

η= =

Q1 − Q 2 Q1 luas 45612'3'−luas 322'3' luas 45612'3'

Dimana : Q1= Jumlah panas yang diberikan pada boiler = G ( i1 – i4) Q2= Jumlah panas yang dilepas dikondensor.= G(i2 – i3) Peningkatan efisiensi dapat dicapai dengan menggunakan proses pemanasan ulang. Proses pemanasan ulang ini terlihat pada gambar dan skema di bawah ini, yaitu Turbin uap terbagi dua bagian yaitu bagian Turbin Tekanan Tinggi (TT) dan bagian Turbin Tekanan Rendah (TR). Uap yang telah dipakai pada taraf pertama meninggalkan bagian TT pada titik 3 dan dialirkan kembali ke boiler untuk pemanasan ulang (Reheater), kemudian dialirkan kembali masuk ke turbin pada titik 4 dan dipakai oleh bagian TR turbin uap tersebut.

Gambar .5 Skema dan diagram T-S Siklus PLTU dengan pemanasan ulang (Abdul Kadir, Pembangkit Tenaga Listrik, 1996, 18) 254


ISSN 1978-2497

Keterangan gambar : 1 – 2 : Proses pemberian panas atau kalor dari pembakaran bahan bakar pada air hingga menjadi uap kering pada boiler (superheater) 2 – 3 : Uap berekspansi sehingga sudu turbin tekanan tinggi terdorong dan berputar. 3 – 4 :Uap setelah berekspansi dengan turbin tekanan menengah dipanaskan kembali pada boiler (reheater) 4 – 5 : Uap berekspansi sehingga sudu turbin tekanan Rendah terdorong dan berputar. 5 – 6 :Uap dari turbin tekanan rendah dikondensasikan pada kondensor 6 – 1 :Air dari kondensor dipompa ke dalam boiler untuk dipanaskan kembali Dengan siklus regeneratif sebagian dari energi yang berada dalam rangkaian panas dipertahankan beredar dalam rangkaian itu. Hal ini dilakukan misalnya dengan cara memanaskan air yang keluar dari kondensor dengan uap yang dipinjam (ekstraksi) dari turbin sebelum dimasukkan ke boiler. Secara singkat bahwa efisiensi PLTU ratarata sekitar 25%. Namun, hal ini dapat diperbaiki dengan cara pengambilan kembali sebagian dari panas latent dalam turbin yaitu dengan penambahan peralatan extraction, sebagian uap turbin dialirkan ke tangki air pemanas kondensat dari air ketel. Sehingga kalor dalam uap turbin tidak semua terbuang ke dalam kondensor. F.

SIKLUS UAP DAN AIR PADA UNIT PLTU

Extraction 4

Extraction 5

Extraction 1 Extraction 2 Extraction 3

Gambar 6. Siklus Uap dan Air PLTU

255

Extraction 6

Extraction 7,8


ISSN 1978-2497

Keterangan : 1. Furnace 12. Gland steam condenser 2. Water Wall 13. Low Pressure Heater 3. Steam Drum 14. Deaerator 4. Superheater 15. Deaerator Tank 5. High Pressure Turbin (HPT) 16. Booster pump for turbin driven BFP 6. Re-Heater 17. Turbin driven BFP 7. Intermediet Pressure Turbin (IPT) 18. Booster pump for motor driven BFP 8. Low Pressure Turbin (LPT) 19. Motor driven BFP 9. Condenser 20. High Pressure Heater 10. Condensate Pump 21. Economizer 11. Condensate polisher 22. Generator Pembakaran batu bara di dalam Furnace (ruang bakar) memanasi air secara konveksi pada pipa-pipa air (water wall) di sekeliling ruang bakar. Kemudian uap yang dibentuk masuk ke steam drum, dalam steam drum uap dipisahkan dengan air menggunakan separator. Air masuk ke down comer lalu melewati header kemudian menuju water wall lagi, sedangkan untuk uap, masuk ke pemanas lanjut (Superheater). Pada superheater uap dipanasi lagi dengan gas panas sehingga menjadi uap kering. Uap kering masuk ke turbin tekanan tinggi setelah melalui katup utama Main Stop Valve (MSV) dan Control Control (CV) berekspansi pada sudu-sudu turbin, kemudian uap masuk ke reheater dan sebagian uap ada yang diekstraksikan untuk memanasi pemanas tekanan tinggi (High Pressure Heater) HPH 1 dan HPH 2). Uap yang masuk ke reheater (yang terdapat dalam boiler) dipanaskan kembali menggunakan gas panas. Setelah dari Reheater lalu uap masuk ke turbin tekanan menengah berekspansi pada susu–sudu turbin kemudian uap masuk ke turbin tekanan rendah dan sebagian uap ada yang diekstraksikan untuk memanasi Pemanas Tekanan Tinggi (High Pressure Heater) HPH 3 dan Deaerator. Uap yang keluar dari turbin tekanan menengah selanjutnya masuk ke turbin tekanan rendah.dengan dua arah aliran yaitu pada bagian kanan dan kiri. Setelah memutar sudu-sudu turbin, uap masuk ke dalam kondensor dan sebagian uap ada yang diekstraksikan untuk memanasi pemanas tekanan rendah (Low Pressure heater) (LPH 5, LPH 6, LPH 7, dan LPH 8). Dengan pompa kondensat, air dipompa dari hotwell menuju deaerator dengan melalui condensate polishing (bertujuan untuk mempertahankan agar kualitas air tetap baik). Kemudian air mengalir melewati gland steam condenser ( pemanas dari sisa uap perapat poros turbin) dilanjutkan ke pemanas tekanan rendah (Low Pressure Heater) LPH 8, LPH 7, LPH 6 dan LPH. 5). Semua ini adalah pemanas tertutup, jadi antara yang dipanasi dan yang memanasi tidak kontak secara langsung yaitu air terdapat pada pipa dan uap pemanas terdapat pada bagian luarnya. Setelah pemanas tekanan rendah (Low Pressure Heater) LPH 5 kemudian air masuk ke deaerator, disini uap dan air panas bertemu secara langsung (bercampur). Kemudian air dan kondensatnya ditampung di deaerator tank. Dengan pompa pengisi air panas dialirkan menuju economizer dengan melewati pemanas awal tekanan tinggi (HPH 3 , HPH 2 dan HPH 1) yang semuanya merupakan pemanasan tertutup.

256


ISSN 1978-2497

Dalam economizer air dipanasi dengan menggunakan gas panas yang sudah dilewatkan dari superheater dan reheater. Kembali air masuk ke steam drum yang kemudian terjadi sirkulasi alam yaitu untuk air yang belum menguap dari steam drum, menuju down comer lalu mengalir ke ring header kemudian ke water wall dan uap yang dihasilkan menuju ke steam drum dan begitu seterusnya. G.

PROSES PEMBAKARAN BATUBARA

Proses pembakaran batubara sedikit lebih komplek bila dibandingkan dengan minyak atau gas. Proses pembakaran batubara sendiri adalah melalui tiga tahap yaitu: pengeringan (drying), penguapan volatile (devolatilization) dan pembakaran char (char combustion). Untuk batubara pulverized maka proses drying, devolatilization dan char combustion akan berlangsung secara berurutan dengan periode pembakaran char (char burn period) yang relative lebih lama bila dibandingkan pada tahap drying maupun devolatilization. 1. Drying Drying adalah proses penguapan/pengeringan moisture di dalam batubara. Moisture dalam batubara terbagi menjadi dua jenis yaitu: dalam bentuk free water (air bebas) yang terletak diantara pori-pori batubara dan dalam bentuk bounded water (air terikat) yang terserap di dalam struktur permukaan batubara. 2. Devolatilization Ketika proses drying telah selesai maka partikel batubara mulai mengalami perubahan komposisi dengan melepas volatile. Volatile adalah kandungan gas-gas yang ada di batubara. Selama volatile keluar dari pori-pori batubara, external oxygen tidak dapat masuk penetrasi ke dalam partikel. Proses devolatilization dikenal juga sebagai tahap pyrolysis. Laju devolatilization dan produk pyrolysis tergantung pada temperature dan tipe bahan bakar. Dalam proses pyrolysis akan terjadi pelepasan carbon monoxide, hydrocarbon, dan soot. Bersamaan dengan lepasnya volatile, akan terjadi diffuse oxygen sehingga produk pyrolysis mulai terbakar. Semakin tinggi kadar Volatile Matter maka batubara akan semakin mudah terbakar dan pembakaran akan semakin stabil. 3. Char Combustion Tahap akhir dari proses pembakaran batubara adalah char combustion. Saat devolatilization komplit, yang tersisa dari batubara adalah carbon char dan ash. Carbon char sangat porous (berpori) sehingga oxygen dapat berdiffusi ke dalam char menembus lapisan luar (externally layer) dan terus ke dalam partikel char. Laju terbakarnya char tergantung pada laju reaksi kimia dari reaksi carbon-oxygen di permukaan char dan laju diffusi internal oxygen dalam lapisan batas (boundary layer). Reaksi permukaan menghasilkan CO yang kemudian bereaksi di luar partikel membentuk CO2. Reaksi permukaan akan menaikkan temperature char sekitar 100-200oC diatas temperatur gas. Laju terbakarnya char juga tergantung pada konsentrasi oxygen, temperature gas, Reynold number gas flow, ukuran partikel char dan porosity dari char. Reaksi carbon char dengan oxygen di permukaan akan membentuk karbon monoksida (CO) dan karbon dioksida (CO2), tetapi produk utamanya adalah karbon monoksida : C + ½ O2 CO (a) 257


ISSN 1978-2497

Permukaan carbon akan bereaksi dengan korbon dioksida dan uap air : C + CO2

2CO

C + H2 O

CO + H2

(b) (c)

Reaksi reduksi (b) dan (c) secara umum lebih lambat dibandingkan reaksi oksidasi (a) dan untuk pembakaran biasanya hanya reaksi (a) yang dipertimbangkan. Dengan mengatur ukuran batubara (70% lolos 200 mesh) maka untuk ukuran /diamater yang sama maka burnout time dari batubara juga akan relatif sama. Jadi total waktu yang dibutuhkan batubara untuk terbakar sempurna adalah merupakan penjumlahan dari drying time, pyrolysis time dan burnout char time. Optimasi pembakaran batubara dicapai bila moisture batubara saat masuk ke ruang bakar hanya tinggal sebesar 1%. Sisanya harus telah menguap (drying) saat di dalam pulverizer dan coal pipe. Hal ini bertujuan agar batubara saat akan masuk ke ruang bakar telah tepat pada tahap devolatilization, yaitu mulai terbentuk api. Sisa 1% moisture dimaksudkan sebagai batas aman agar tidak terjadi pre-combustion (sebelum terbakar) di dalam pipa. Dari data batubara terlihat bahwa kandungan moisture batubara Low Rank mempunyai moisture lebih tinggi sehingga total waktu untuk pembakaran batubara juga semakin tinggi. Artinya akan terjadi delay combustion di furnace. Selain waktu terbakarnya batubara, yang perlu diperhatikan adalah kecepatan aliran batubara ke dalam furnace. Semakin cepat aliran batubara maka jarak tempuh dari pembakaran api akan semakin jauh. Low rank mempunyai nilai kalor lebih rendah sehingga butuh batubara dan udara lebih banyak, otomatis kecepatan aliran juga tinggi. Dua faktor tersebut, waktu dan kecepatan, akan menentukan waktu tinggal batubara (resident time) di dalam furnace. Unjuk Kerja / Performance

Unjuk Kerja / Performance adalah kemampuan dari suatu peralatan di dalam sistem operasi. Dimana kemampuan tersebut dapat kita ketahui dari Current/ arus listrik yang di pakai dalam operasinya, daya yang di hasilkan serta efisiensi dari peralatan tersebut. Untuk mengetahui unjuk kerja dari suatu Pembangkit Listrik Tenaga Uap dapat kita lihat dari Efisiensi Boiler, Efisiensi Turbin-Generator, Efisiensi pemakaian listriknya dan Heat rate / Tara kalor. Metode yang digunakan untuk mengetahui performance ada berbagai macam diantaranya Metode Langsung dan metode tidak langsung. 1. Metode Langsung (Direct Methode) Untuk mengetahui efisiensi dari Boiler digunkan Metode Langsung atau lebih dikenal dengan ‘metode input-output’ karena kenyataan bahwa metode ini hanya memerlukan keluaran (steam) dan panas masuk (bahan bakar) untuk evaluasi efisiensi. Efisiensi ini dapat dievaluasi dengan menggunakan rumus: (www.energyefficiencyasia.org) Panas Keluar Efisiensi boiler (η) = X 100 % Panas Masuk Efisiensi boiler (η) =

Q X ( Hg - Hf) X 100 % B X HHV

258


ISSN 1978-2497

Dimana : Q

= Jumlah steam yang dihasilkan per jam ( T/H)

Hg

= Entalpi steam jenuh dalam kkal/kg steam

Hf

= Entalpi air umpan dalam kkal/kg air

B

= Jumlah bahan bakar yang digunakan per jam (T/H)

HHV = Nilai kalor dari bahan bakar (Kcal/Kg) Sedangkan untuk mendapatkan efisiensi thermal maka dapat dihitung dengan rumus : Efisiensi thermal = (860/ PHR) X 100 %. Metode langsung mempunyai keuntungan dan kerugian, dimana Keuntungan dari metode langsung (Direct Methode) adalah : a. Dapat dengan cepat mengevaluasi efisiensi pembangkit. b.

Memerlukan sedikit parameter untuk perhitungan.

c.

Memerlukan sedikit instrumen untuk pemantauan.

d.

Mudah membandingkan rasio penguapan dengan data benchmark.

Sedangkan kerugian dari metode Tidak langsung (Direct Methode) adalah : a.

Memberikan petunjuk kepada operator tentang penyebab dari efisiensi sistem yang lebih rendah.

b.

Tidak menghitung berbagai kehilangan yang berpengaruh pada berbagai tingkat efisiensi.

c.

Memerlukan instrumen dengan ketelitian yang sangat tinggi

2. Metode Tidak Langsung (Indirect Methode) Metode tidak langsung atau lebih dikenal dengan metode kehilangan panas (heat loss methode), juga merupakan metode standar acuan untuk menguji performance pembangkit listrik tenaga uap. Pedoman dalam melakukan pengujian dengan metode tidak langsung adalah British Standard, BS 845:1987 dan USA Standard ASME PTC-41 Power Test Code Steam Generating Units. Untuk melakukan perhitungan Efisiensi boiler dapat dihitung dengan mengurangkan bagian kehilangan panas dari 100 yaitu : (www.energyefficiencyasia.org) Efisiensi boiler (η) = 100 - (i + ii + iii + iv + v + vi + vii) Dimana kehilangan yang terjadi dalam boiler adalah kehilangan panas yang diakibatkan oleh: i. Kerugian Kalor Karbon Tidak Terbakar Di Fly Dan Slag Ash (Lc) 259


ISSN 1978-2497

ii. Kerugian Kalor Gas Asap Kering ( Lg) iii. Kerugian Kalor Moisture Di Bahan Bakar ( Lmf) iv. Kerugian Kalor Moisture Dari Hydrogen (LH) v. Kerugian Kalor Moisture Dari Udara Pembakar (Lma) vi. Kerugian Kalor Dari Gas CO ( LCO) vii. Kerugian Kalor Dari Radiasi (Lr) Setelah diketahui efisiensi dari boiler maka dapat dilakukan perhitungan efisiensi yang lain karena saling berkaitan. misalnya efisiensi turbin-generator, efisiensi pemakaian listrik sendiri dan Heat Rate (tara kalor). Metode tidak langsung juga mempunyai keuntungan dan kerugian, Keuntungan dari metode langsung (Direct Methode) adalah dapat diketahuinya neraca bahan dan energi yang lengkap untuk setiap aliran, yang dapat memudahkan dalam mengidentifikasi opsi-opsi untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik tenaga uap.sedangkan kerugian dari metode tidak langsung adalah Memerlukan waktu yang lama dan Memerlukan fasilitas laboratorium untuk analisis. H.

NERACA PANAS

Neraca panas adalah suatu gambaran yang dapat membantu dalam mengidentifikasi kehilangan panas yang dapat atau tidak dapat dihindari. Uji efisiensi boiler dapat membantu dalam menemukan penyimpangan efisiensi boiler dari efisiensi terbaik dan target area permasalahan untuk tindakan perbaikan proses pembakaran dalam boiler dapat digambarkan dalam bentuk diagram alir energi. Diagram ini menggambarkan secara grafis tentang bagaimana energi masuk dari bahan bakar diubah menjadi aliran energi dengan berbagai kegunaan dan menjadi aliran kehilangan panas dan energi. Panah tebal menunjukan jumlah energi yang dikandung dalam aliran masing-masing.

Gambar 7. Diagram neraca energi boiler Neraca panas merupakan keseimbangan energi total yang masuk boiler terhadap yang meninggalkan boiler dalam bentuk yang berbeda. Gambar berikut memberikan gambaran berbagai kehilangan yang terjadi untuk pembangkitan steam. 260


ISSN 1978-2497

Gambar 8. Kehilangan pada Boiler yang Berbahan Bakar Batubara Kehilangan energi dapat dibagi kedalam kehilangan energi yang tidak atau dapat dihindarkan. Tujuan dari produksi bersih dalam pengkajian energi adalah harus mengurangi kehilangan yang dapat dihindari yaitu dengan meningkatkan efisiensi energi. Berikut ini adalah kehilangan dapat dihindari atau dikurangi untuk meningkatkan efisiensi adalah : 1. Kehilangan gas cerobong: a. Udara berlebih (diturunkan hingga ke nilai minimum yang tergantung dari teknologi burner, operasi (kontrol), dan pemeliharaan). b. Suhu gas cerobong (diturunkan dengan mengoptimalkan perawatan (pembersihan),beban; burner yang lebih baik dan teknologi boiler). 2. Kehilangan karena bahan bakar yang tidak terbakar dalam cerobong dan abu (mengoptimalkan operasi dan pemeliharaan; teknologi burner yang lebih baik). 3. Kehilangan dari blowdown (pengolahan air umpan segar, daur ulang kondensat) 4. Kehilangan kondensat (manfaatkan sebanyak mungkin kondensat) 5. Kehilangan konveksi dan radiasi (dikurangi dengan isolasi boiler yang lebih baik) I.

Metode Perhitungan

Metode perhitungan Performance pembangkit Listrik Tenaga Uap ada dua macam yaitu metode langsung (Direct Methode) dan metode tidak langsung (Indirect Methode). 1. Metode Langsung (Direct Methode) Yaitu metode perhitungan dengan cara langsung menghitung pemakaian batubara dengan dikalikan nilai kalorinya kemudian dibagi dengan beban output keluaran dari generator, bila ditulis dalam rumus adalah sebagai berikut: (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 73) PHR (Plan Heat Rate) = B X HHV / GGO Dimana : B = Jumlah pemakaian bahan baker (Batu bara) per jam (T/H) HHV = Nilai kalori bahan bakar (Batu bara) per kg (Kcal/Kg) GGO = Gross Generator Output per jam (MWh) Sedangkan untuk Net Plant Heat Rate dapat dihitung dengan rumus : NPHR (Net Plan Heat Rate) = B X HHV / Net GGO Dimana : 261


ISSN 1978-2497

Net GGO = Gross Generator Output – UAT UAT = Pemakaian listrik keperluan sendiri Untuk mendapatkan efisiensi thermal maka dapat dihitung dengan rumus : Efisiensi thermal = (860/ PHR) X 100 %. Dimana : 1 KWh = 860 Kilokalori (Kcal) 2. Metode Tidak Langsung (Indirect Methode) Metode tidak langsung adalah juga dikenal dengan metode kehilangan panas (heat loss), maka yang pertama harus dilakukan adalah menghitung efisiensi boiler yaitu dengan melakukan pengurangan bagian kehilangan panas dari 100, dimana dapat di tulis : Efisiensi boiler (n) = 100 - (i + ii + iii + iv + v + vi + vii) Dimana kehilangan yang terjadi dalam boiler adalah kehilangan panas yang diakibatkan oleh: viii. Kerugian Kalor Karbon Tidak Terbakar Di Fly Dan Slag Ash (Lc) Wuc X 8055 X 100 % Hf

LC =

Dimana : Hf = High Heating Value Wuc = Carbon in Ash (Fly dan Bottom ash) ix. Kerugian Kalor Gas Asap Kering ( Lg) Lg =

WG' X C PG' X ( t G − t RA ) Hf

Dimana : WG' = kg of dry gas per kg as fired fuel Cpg = Specific Heat Dry Flue Gas (From Table) TG' = Flue Gas Outlet Temperature Air Heater TRA = Air Inlet Boiler Temperature x. Kerugian Kalor Moisture Di Bahan Bakar ( Lmf) Lmf =

mf X (hsp − hw) hf

Dimana : mf = Pounds moisture per lb of as fired fuel by laboratory analysis 262


ISSN 1978-2497

hsp= Enthalpy of vapour at partial pressure at exit gas temperature hsp = Enthalpy of vapour at 0.07 atm = 0.0071 Mpa, at tg = 673.72 Kcal/kg hw = Enthalpy of saturated liquid at tRA = 29.52 Kcal.kg xi. Kerugian Kalor Moisture Dari Hydrogen (LH) LH =

8,936 H X ( Hsp - Hw) Hf

xii. Kerugian Kalor Moisture Dari Udara Pembakar (Lma) Wma X Wa X ( Hsp - hRv) X 100 % Hf

Lma =

Dimana hRv = Enthalpy of saturated vapor at tRA = 611,00 Kcal/kg Wma = Pounds of water vapor per pound of dry air Wma from pshichometric chart as function of air temperature and relative humidity = 0,03 xiii. Kerugian Kalor Dari Gas CO ( LCO) LCO =

CO X 5644 X C X 100 % (CO 2 + CO) . Hf . 100

xiv. Kerugian Kalor Dari Radiasi (LR) Logn LR = 1,88 – 0,4238 logn Gms Dimana : Gms = Main Steam Flow (Kg/s) Setelah mengetahui tahapan-tahapan dalam menghitung efisiensi boiler dengan metode tidak langsung kemudian dilakukan perhitungan efisiensi yang lain karena saling berkaitan. Untuk mengetahui unjuk kerja dari peralatan pembangkit listrik secara keseluruhan yang akan dilakukan dengan menggunakan standar British Electricity International Volume G, (Power Plant Engineering, McGraw-Hill Higher Education (Asia) dan ASME (The American Society of Mechanical Engineers) Power Test Code for Steam Generating Unit antara lain dapat dilihat pada rumus dibawah ini: Untuk menghitung Efisiensi Turbin-Generator maka terlebih dahulu harus menghitung Heat Rate (HR)/ Tara kalor yaitu : (British Electricity International Volume G, 1991, 497).

263


ISSN 1978-2497

Gms (Ims - Ifw) + Ghrh (Ihrh - Icrh) + Gshs (Ifw - Ishs) Grhs (Ihrh - Irhs) GGO

HR =

Dimana : ms

= Main steam flow

Gshs

= Superheater Spray Flow

Ims

= Main steam Enthalpy

Grhs

= Reheater Spray Flow

Ghrh = Hot reheat steam flow

Ishs

= Superheater Spray Water enthalpy

hrh

= Hot reheat steam enthalpy

Irhs

= Reheater Spray Water enthalpy

Gfw

= Feed Water Flow

GGO

= Gross Generator Output

Ifw

= Feed Water enthalpy

UAT

= Pemakaian Sendiri

HHV

= High heating Value coal calorie

Gcrh = Cold reheat steam flow Icrh

= Cold reheat steam enthalpy B

= Coal Consumption

Maka Efisiensi Turbin-Generator adalah : (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 73). Efisiensi Turbin-Generator =

860 x 100 % H R (heat rate)

Efisiensi Auxiliary (UAT) / pemakaian listrik untuk keperluan sendiri yaitu: (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 73). UAT =

Beban yang dihasilkan - pemakaian sendiri Beban yang dihasilkan

Efisiensi Pembangkit bruto (Efficiency Plant) yaitu : (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 73)

η Plant Bruto = ηTurbin-Generator X η Boiler Efisiensi Pembangkit bersih (Efficiency Net Plant) yaitu : (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 73)

η Net Plant = ηTurbin-Generator X η Boiler X ηAuxiliary (UAT) PHR (Plant Heat Rate) atau Tara kalor bruto yaitu : (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 74) PHR =

860 Efisiensi Pembangkit Bruto

264


ISSN 1978-2497

NPHR (Net Plan Heat Rate) atau Tara Kalor bersih yaitu : (Power Plant Engineering. McGraw-Hill Higher Education (Asia), 2002, 74) NPHR =

860 Efisiensi Pembangkit Bersih

Data hasil pengujian yang penulis tampilkan adalah data hasil pengolahan dari data yang diambil dari uji performance, dalam jangka waktu dua jam yang diambil tiap 30 menit yang di ambil rata-ratanya. Data yang penulis akan tampilkan adalah sebagaian data yang akan di pergunakan di dalam perhitungan dan analisanya. Berikut ini tabel data hasil kalkulasi pengujian di PLTU .

J.

PENGOLAHAN DATA DAN PERHITUNGAN

Sebagai contoh untuk pengolahan dan perhitungan diambil data pada beban 300 MW, kemudian hasil perhitungan dapat dilihat pada tabel hasil perhitungan pada masing-masing beban. 1. Metode Langsung ( Direct Methode) PHR (Plan Heat Rate) =

B x HHV GGO

=

160,23 x 4460 300

= 2382,09 Kcal/kWh Efisiensi Thermal =

=

860 x 100 % PHR

860 x 100 % 2382,09

= 36,10 %

2. Metode Tidak Langsung (Indirect Methode) Sebelum menghitung Efisiensi Turbin-Generator terlebih dahulu harus menghitung Heat Rate (HR) / Tara kalor yaitu: HR =

Gms (Ims - Ifw) + Ghrh (Ihrh - Icrh) + Gshs (Ifw - Ishs) + Grhs (Ihrh - Irhs) GGO

890,7 (3390,75 - 1208,04 ) + 782,47 (3522,42 - 3052,96) =

50,72 (1208,04 - 761,10) + 27,86 (3522,42 - 748,54 300000 265


ISSN 1978-2497

= 8038,1 x 0,239 = 1921,11 Kcal/Kwh Efisiensi Turbin-Generator

=

860 x 100 % H R (heat rate)

=

860 x 100 % 1921,11

= 44,77 %

Untuk menghitung efisiensi Boiler maka harus menghitung kehilangan panas yang terjadi, yaitu dengan melakukan pengujian dan analisis dari laboratorium yang ditunjuk. Untuk data pengujian ini telah dilakukan oleh lembaga independen yaitu Sucofindo yang terlampir dalam sertifikat sampling dan analisis dalam lampiran laporan ini. Dimana kehilangan yang terjadi dalam boiler adalah kehilangan panas yang diakibatkan oleh: Kerugian Kalor Karbon Tidak Terbakar Di Fly Dan Slag Ash (Lc)

Kerugian Kalor Gas Asap Kering ( Lg)

Kerugian Kalor Moisture Di Bahan Bakar ( Lmf)

Kerugian Kalor Moisture Dari Hydrogen (LH)

Kerugian Kalor Moisture Dari Udara Pembakar (Lma)

Kerugian Kalor Dari Gas CO ( LCO)

Kerugian Kalor Dari Radiasi (LR)

Untuk melakukan perhitungan kehilangan panas yang terjadi di dalam boiler menggunkan pedoman dari British Electricity International Volume G, (Power Plant Engineering, McGraw-Hill Higher Education (Asia) dan ASME (The American Society of Mechanical Engineers) Power Test Code for Steam Generating Unit yaitu sebagai berikut : i. Kerugian Kalor Karbon Tidak Terbakar Di Fly Dan Slag Ash (Lc) LC =

Wuc X 8055 X 100 % Hf

Dimana : Terbakar di bottom ash (Combustible in bottom ash) = 3,98 x 0,1 = 0,398% Terbakar di ash (Combustible in ash) = 3,98 x 0,9 = 3, 58 % Wuc = A% X (0,9 C ash + 0,1 C Bottom Ash) = 3, 58 % X ( 0/10000) + 0,398 % X (2, 83/10000) 266


ISSN 1978-2497

Wuc = 0,0001 kg/kg

Lc = =

Wuc X 8055 X 100 % Hf 0,0001 X 8055 X 100 % 4460

Lc = 0,020 %

ii. Kerugian Kalor Gas Asap Kering ( Lg) Lg =

WG' X C PG' X ( t G − t RA ) Hf

Dimana : WG' = kg of dry gas per kg as fired fuel Cpg = Specific Heat Dry Flue Gas (From Table) TG'= Flue Gas Outlet Temperature Air Heater TRA = Air Inlet Boiler Temperature WG’ =

(44,01 . CO 2 + 32,00 . O 2 + 28,02 .N 2 + 28,01 . CO ) 12,01. (CO 2 + CO)

12,01 S ⎤ ⎡C X⎢ b + + ⎥ 100 32,07 100 ⎣ ⎦

Dimana : Cb = C – Wuc = 46,67 – 0,0001 Cb = 46,670 WG’ = (44,01 . 14,78 + 32,00 .2,4375 + 28,02 . + 28,01 . 82,78 ) X ⎡⎢ 46,670 + 12,01 + 0,18 ⎤⎥ 12,01. ( 14,78 + 0) 32,07 100 ⎦ ⎣ 100 WG’ = 8,02 kg/kg Lg = =

WG' X C PG' X ( t G − t RA ) Hf 8,02 X 0,24 X ( 166,95 − 28,36) 4460

Lg = 5,98 % 267


ISSN 1978-2497

iii.

Kerugian Kalor Moisture Di Bahan Bakar ( Lmf)

Lmf =


Dimana : mf = Ppounds moisture per lb of as fired fuel by laboratory analysis hsp= enthalpy of vapour at partial pressure at exit gas temperature hsp = Enthalpy of vapour at 0.07 atm =0.0071 Mpa, at tg = 673.72 Kcal/kg hw = Enthalpy of saturated liquid at tRA = 29.52 Kcal.kg


Lmf =

=

29,81 X (673,72 − 29,52) 4460

Lmf = 4,31 %

iv. LH =

Kerugian Kalor Moisture Dari Hydrogen (LH)

8,936 H X ( Hsp - Hw) Hf

=

8,936. 3,59 X ( 673,2 - 29,52) 4460

LH = 4,63 % v. Lma =

Kerugian Kalor Moisture Dari Udara Pembakar (Lma)

Wma X Wa X ( Hsp - hRv) X 100 % Hf

Dimana : hRv = Enthalpy of saturated vapor at tRA = 611,00 Kcal/kg Wma = Pounds of water vapor per pound of dry air Wma from pshichometric chart as function of air temperature and relative humidity = 0,03 268


ISSN 1978-2497

28,02 . N 2 N ⎤ ⎡ Cb 12,01 ⎤ ⎡ S X⎢ X⎢ + ⎥ Wa = 1,3012 X 12,01 (CO + CO) ⎣100 32,07 ⎦ ⎣100 100 ⎥⎦ 2 = 1,3012 X

28,02 . 82,78 ⎡ 46,670 12,01 ⎤ ⎡ 0,18 0,66 ⎤ X⎢ X + 12,01 (14,78 + 0) ⎣ 100 32,07 ⎥⎦ ⎢⎣ 100 100 ⎥⎦

Wa = 7,83 kg/kg Lma =

Wma X Wa X ( Hsp - hRv) X 100 % Hf

=

7,83 X 0,03X ( 673,72 - 611,00) X 100 % 4460

Lma = 0,33 %

vi. LCO =

Kerugian Kalor Dari Gas CO

CO X 5644 X C X 100 % (CO 2 + CO) . Hf . 100

=

0 X 5644 X 2,83 X 100 % (14,78 + 0) . 4460 . 100

LCO = 0 %

vii.

Kerugian Kalor Dari Radiasi (LR)

Logn LR = 1,88 – 0,4238 logn Gms Logn LR = 1,88 – 0,2438 logn 247,42 Logn LR = 1.88 – 0,2438. 5,51 Logn LR = - 0,455 LR = 0,63 %

Kerugian Kalor Total / Heat Loss Total ( L)

L = Lc + Lg + Lmf + LH + Lma + Lco + Lr = 0,020 + 5,98 + 4,31 + 4,63 + 0,33 + 0,00 + 0,63 L = 15,88 % 269


ISSN 1978-2497

Setelah diketahui kerugian kalor total / Heat Loss Total (L), maka efisiensi boiler dapat dihitung sebagai berikut : Efisiensi Boiler = 100 % - Total Kehilangan Panas/Heat Total Loss (L) = 100 % - 15,88 = 84,12 % Efisiensi Auxiliary ( pemakaian listrik untuk keperluan sendiri)yaitu: UAT =

Beban yang dihasilkan - pemakaian sendiri Beban yang dihasilkan

UAT =

300000 - 12400 x 100 % 300000

= 95,87 %

Efisiensi Pembangkit bruto (Efficiency Plant)

η Plant Bruto = Efsisiensi Turbin-Generator x Efisiensi Boiler =

44,77 x 85,54 x 97 10000

= 37,15 % Efisiensi Pembangkit bersih (Efficiency Net Plant)

η Net Plant = Efisiensi Pembangkit bruto x efisiensi Auxiliary (UAT) =

37,15 x 95,87 % 100

= 35,61 % PHR (Plant Heat Rate Bruto) atau Tara kalor bruto PHR = =

860 x 100 Efisiensi Pembangkit Bruto

860 x 100 37,15

= 2314,94 Kcal/Kwh NPHR (Net Plan Heat Rate) atau Tara Kalor bersih

270


NPHR = =

ISSN 1978-2497

860 x 100 Efisiensi Pembangkit Bersih

860 x 100 35,61

= 2415,05 Kcal/Kwh

K.

ANALISA GRAFIK

Data-data yang telah diolah diatas kemudian akan ditampilkan dalam grafik hubungan antara perubahan beban terhadap unjuk kerja pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang meliputi : Heat Rate (plant heat rate dan net plant heat rate), Efisiensi turbin-generator, efisiensi boiler, efisiensi UAT dan efisiensi plant, baik dengan metode langsung dan metode tidak langsung yang dapat dilihat pada tabel hasil perhitungan pada beban 180 MW, 240 MW dan 300 MW adalah sebagai berikut: a. Grafik Hubungan antara perubahan beban terhadap unjuk kerja pembangkit listrik tenaga uap, dengan metode langsung ( direct Methode ) adalah :

Heat Rate (Kcal/Kwh)

Grafik Hub. Perubahan Beban vs Plant Heat Rate (PHR) 2800 2700

y = -3.0491x + 3250 2 R = 0.8358

2600 2500 2400 2300 150

180

210

240

270

300

330

Beban (MW)

Grafik 4.1 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Plant Heat Rate ( PHR )


Grafik Hub.Perubahan Beban vs Net Plan Heat Rate (NPHR) 3000 2900 2800

y = -3.7127x + 3546.8

2700

R = 0.8605

2

2600 2500 2400 150

180

210

240 Beban ( MW)

270

300

Grafik 4.2 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Plant Heat Rate ( NPHR )

271

330


ISSN 1978-2497

c. Grafik Hubungan antara perubahan beban terhadap unjuk kerja pembangkit listrik tenaga uap, dengan metode tidak langsung ( indirect Methode ) adalah :


Grafik Hub. Perubahan Beban vs Heat Rate

1990 1980 1970 1960 1950 1940 1930 1920 1910

y = -0.4721x + 2065.2 2

R = 0.9773

150

180

210

240

270

300

330

Beban (MW)

Grafik Hub. Perubahan Beban vs Efisiensi UAT

Efisiensi UAT (%)

96.5 96

y = 0.0174x + 90.703 2 R = 0.9907

95.5 95 94.5 94 93.5 150

180

210

240

270

300

330

Beban (M W)

Grafik 4.7 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Efisiensi UAT

Efisiensi Plant Gross(%)

Grafik Hub. Perubahan Beban vs Efisiensi Plant (Gross)

37.4 37.1 36.8 36.5 36.2 35.9 35.6 35.3 35

y = 0.0149x + 32.523 2

R = 0.9301

150

180

210

240

270

300

330

Beban (MW)

Grafik 4.8 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Efisiensi Plant (Gross)

272


Grafik Hub. Perubahan Beban vs Efisiensi Net Plant

36 Efisiensi Net Plant (%)

ISSN 1978-2497

35.5

y = 0.0205x + 29.343

35

2

R = 0.9737

34.5 34 33.5 33 32.5 150

180

210

240

270

300

330

Beban (MW)

Grafik 4.9 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Efisiensi Net Plant

Grafik Hub. Perubahan Beban vs Plant Heat Rate (PHR)

Plant Heat Rate (Kcal/Kwh)

2460 2440 2420 2400

y = -0.9773x + 2617.5 2 R = 0.9336

2380 2360 2340 2320 2300 150

180

210

240

270

300

330

Beban (MW)

Grafik 4.10 Grafik Hub. Perubahan Beban Terhadap Plant Heat Rate (PHR) Dari masing-masing grafik yang terbentuk diatas maka dapat langsung diketahaui persamaan garis regresi linier dan koefisien korelasi sederhana dengan XY scatter diagram dari program Microsoft Office Excel. Analisa grafik yang dapat dilihat pada grafik diatas adalah bahwa grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Heat Rate baik metode langsung maupun Metode tidak langsung adalah persamaan garis yang terbentuk adalah nilai b adalah selalu Negatif (-) dari rumus umum persamaan regresi linier yaitu : Y=a+bX. Sedangkan bahwa grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi baik metode langsung maupun Metode tidak langsung adalah persamaan garis yang terbentuk adalah nilai b adalah selalu Positif (+).

273



3000 2950 2900 2850 2800 2750 2700 2650 2600 2550 2500 2450 2400 2350 2300 2250 2200 2150 2100 2050 2000 1950 1900 150

ISSN 1978-2497

Grafik Hub. Perubahan Beban Vs Heat Rate (Direct dan Indirect Methode)

180

210

240

270

300

330

Beban MW PHR (Direct Methode)

NPHR (Direct Methode)

PHR (Indirect Methode)

NPHR (Indirect Methode)

Heat Rate (Indirect Methode)

Linear (NPHR (Direct Methode))

Linear (NPHR (Indirect Methode))

Linear (PHR (Direct Methode))

Linear (PHR (Indirect Methode))

Linear (Heat Rate (Indirect Methode))

Grafik 4.12 Grafik Gabungan Hub. Perubahan Beban Terhadap Heat Rate Grafik diatas dapat menggambarkan bahwa metode langsung persamaan garis regresi liniernya lebih curam dan agak jauh dari titik yang terhubung sedangkan Metode tidak langsung persamaan garis regresi liniernya lebih landai dan menyentuh dari titik yang terhubung. Sedangkan grafik gabungan dari hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi baik metode langsung maupun Metode tidak langsung adalah seperti dibawah ini : Dari grafik diatas dapat juga menggambarkan bahwa metode langsung persamaan garis regresi liniernya lebih curam dan agak jauh dari titik yang terhubung sedangkan Metode tidak langsung persamaan garis regresi liniernya lebih landai dan menyentuh dari titik yang terhubung untuk hubungan antara Perubahan Beban dengan Efisiensi. L.

KESIMPULAN

Dari hasil penelitian yang telah dilakukan serta analisa terhadap data yang diperoleh, maka dapat diambil kesimpulan : 1. Dari grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Heat Rate diperoleh regresi (r) = 0,92 dan (r) = 0,97 yang menunjukan hubungan yang sangat erat/kuat dan koefisien korelasi yang bertanda negatif (-) yang menunjukan hubungan yang berlawanan, baik untuk metode langsung (Direct Methode) maupun Metode tidak langsung (Indirect Methode). 2. Dari grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi Boiler dapat ditunjukan regresi (r) = 0,9643 yang menunjukan hubungan yang sangat erat/kuat dan koefisien korelasi yang bertanda negatif (+) yang menunjukan hubungan yang searah. 274


ISSN 1978-2497

3. Dari grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi Turbin-Generator dapat ditunjukan regresi (r) = 0,9879 yang menunjukan hubungan yang sangat erat/kuat dan koefisien korelasi yang bertanda negatif (+) yang menunjukan hubungan yang searah 4. Dari grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi UAT (Unit Auxiliary Transformer) atau listrik untuk keperluan sendiri dapat ditunjukan regresi (r) = 0,9954 yang menunjukan hubungan yang sangat erat/kuat dan koefisien korelasi yang bertanda negatif (+) yang menunjukan hubungan yang searah 5. Dari grafik hubungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi Thermal/ plant diperoleh regresi (r) = 0,92 dan (r) = 0,97 yang menunjukan hubungan yang sangat erat/kuat dan koefisien korelasi yang bertanda negatif (+) yang menunjukan hubungan yang berlawanan, baik untuk metode langsung maupun Metode tidak langsung. 6. Pada grafik gabungan Perubahan Beban terhadap Heat Rate menunjukan bahwa kemiringan garis korelasi untuk metode langsung lebih curam/tajam dibandingan Metode tidak langsung yang lebih landai yang dimungkinkan karena keteleitian dari kalibrasi alat ukur yang terpasang kurang peka. Begitu pula untuk grafik gabungan Perubahan Beban terhadap Efisiensi Thermal/ plant walaupun dengan arah yang berbeda. 7. Dari data perhitungan didapat bahwa Efisiensi dan Heat Rate paling optimal adalah pada beban 300 MW, sehingga bila PLTU dioperasikan pada beban penuh maka keuntungan terbesar dapat diperoleh. DAFTAR PUSTAKA

1. Department of Coal Publications, Government of India. Fluidised Bed CoalFired Boilers 2. Department of Coal, India, prepared by National Productivity Council. Coal – ImprovedTechniques for Efficiency. 1985 3. Elonka, Jackson M., and Alex Higgins, Steam Boiler Room Questions & Answers, ThirdEdition 4. Energy Machine, India. Energy Machine Products, Thermic Fluid Heater: Flowtherm series. 5. www.warmstream.co.in/prod-em-thermic- fluid-heaters.html 6. Gunn, D., and Horton, R. Industrial Boilers, Longman Scientific & Technical, New YorkIndia Energy Bus Project, Industrial Heat Generation and Distribution. NIFES Training,Manual Issued for CEC IS 10392, 1982 7. Light Rail Transit Association, Trams for Bath. D.C. Power stations – Boilers.

275

Oleh: Bambang Sugiantoro ABSTRACT

Recommend Documents