04. Effisiensi Pltgu.pptx

PRINSIP TERMODINAMIKA DARI SIKLUS GABUNGAN (CCPP) Efisiensi termal dari Pembangkit Combined-Cycle Diasumsikan bahwa energi bahan bakar yang disuplai hanya dalam turbin gas. Bagaimanapun, juga ada instalasi siklus kombinasi dengan pembakaran tambahan dalam boiler, yaitu, di mana sebagian dari panas yang dipasok langsung memproses pembentukan steam pada boiler. Dengan demikian, definisi umum dari efisiensi termal dari pembangkit siklus gabungan adalah:

cc =

PGT + PST QGT + QSF

................

(1)

Jika tidak ada pembakaran tambahan dalam boiler (panas disediakan QSF = 0), rumus ini menjadi sederhana menjadi:

cc =

PGT + PST QGT

................

(2)

Dalam kasus umum, efisiensi dari siklus tunggal (open sycle) dapat didefinisikan sebagai berikut:

Untuk proses turbin gas :

GT =

PGT QGT

................

(3)

................

(4)

................

(5)

Untuk proses turbin uap :

ST =

PGT + PST QGT + QSF

Qexh = QGT ( 1- GT )

Mengkombinasikan dua persamaan ini menghasilkan :

ST =

PST QSF + QGT ( 1- GT )

................

(6)

1. PENGARUH DARI PEMBAKARAN TAMBAHAN PADA BOILER TERHADAP EFISIENSI OVERALL. Subsitusi persamaan (3) dan (6) untuk mendapatkan :

cc =

GT QGT + ST (QSF + QGT ( 1- GT ) QGT+ QSF

................

(7)

Penambahan pembakaran pada boiler meningkatkan efisiensi secara keseluruhan terhadap CCPP apabila :

cc QSF

0

.................

(8)

Apabila persamaan (8) diturunkan secara deferesial, maka akan didapat persamaan :

ST x QSF

PST ST

> cc - ST

.................

(9)

Persamaan (9) memberikan pandangan kepada kita, bahwa penambahan pembakaran meningkatkan efisiensi CCPP hanya jika meningkatnya efisiensi siklus uap. Semakin besar perbedaan antara efisiensi CCPP dan proses uap, dan semakin rendah temparatur dari panas masuk ke proses uap, dan semakin efektip peningkatan yang terjadi.

Karena alasan tersebut diatas, penambahan pembakaran menjadi semakin tidak menarik : efisiensi dari CCPP meningkat tajam dari pada PLTU, secara terus menerus meningkatkan perbedaan (cc - ST ). Sebagai pertimbangan, maka biasanya lebih baik membakar bahan bakar pada gas turbin yang lebih terbaru, karena panas yang dipasok untuk memproses dapat dengan temperatur yang lebih tinggi daripada proses uap. 2. EFISIENSI CCPP TANPA TAMBAHAN PEMBAKARAN PADA BOILER Tanpa adanya penambahan pembakaran pada boiler, persamaan (7) dapat ditulis sebagai berikut : cc =

GT QGT + ST .QGT ( 1- GT ) QGT

= GT + ST ( 1- GT )

................ (10)

Diferensiasi memungkinkan untuk memperkirakan efek bahwa perubahan dalam efisiensi dari turbin gas berdampak kepada efisiensi keseluruhan.

ST cc =1+  GT  GT

( 1 - GT ) - ST

.................. (11)

Peningkatan efisiensi turbin gas meningkatkan efisiensi keseluruhan jika : cc 0  GT

.................

(12)

.................

(13)

Dari persamaan (11) didapat persamaan :

-

1 - ST ST <  GT 1 - GT

Peningkatan efisiensi turbin gas sangatlah berguna hanya apabila hal ini tidak menyebabkan penurunan efisiensi yang besar pada sistem uap. Tabel berikut menunjukkan penurunan maksimum yang diijinkan Adalah fungsi dari efisiensi turbin gas.

ST  GT

Tabel ini mengindisikan bahwa efisiensi yang tertinggi dari turbin gas, semakin tinggi penurunan dari efisiensi sistem uap (PLTU). Porsi dari output secara keseluruhan yang disediakan oleh turbin gas, menurunkan dampak dari penurunan efisiensi dari sistem uap. Tetapi suatu turbin gas dengan efisiensi yang maksimum, masih saja tidak membuat efisiensi CCPP menjadi optimum. Contoh

Sebagai contoh - dengan turbin inlet suhu turbin gas konstan dengan rasio tekanan yang sangat tinggi mencapai efisiensi yang lebih tinggi bahwa mesin dengan rasio tekanan sedang . Namun, efisiensi dari pembangkit siklus gabungan dengan mesin kedua secara signifikan lebih baik karena turbin uap yang mengikuti beroperasi jauh lebih efisien dengan semakin tinggi suhu gas buang dan menghasilkan output yang lebih besar . Gambar (a) berikut ini menunjukkan efisiensi turbin gas sendiri sebagai fungsi dari inlet turbin dan suhu keluar. Efisiensi maksimum tercapai ketika suhu gas buang sangat rendah . ( A temperatur gas buang yang rendah berarti rasio tekanan tinggi. ) dan Gambar (b) menunjukkan efisiensi keseluruhan siklus gabungan dengan cara yang sama . Dibandingkan dengan Gambar (a) , titik optimum telah bergeser ke arah temperatur gas buang yang lebih tinggi. Karena pertimbangan ekonomis, turbin gas kini umumnya dioptimalkan dengan tidak begitu efisiensi tetapi untuk maksimum daya . Untungnya , optimum ini bertepatan cukup akurat dengan efisiensi yang optimal dari pembangkit siklus gabungan . Sebagai hasil - sebagian besar turbin gas saat ini secara optimal cocok untuk instalasi siklus gabungan .

Turbin gas dari desain yang lebih rumit, yaitu, dengan intermediate cooling di kompresor atau recuperator, kurang cocok untuk dijadikan CCPP. Turbin ini biasanya memiliki suhu gas buang yang rendah, sehingga efisiensi dari turbin uap hanya didapat rendah. Kita tidak akan membahas turbin gas pemanasan ulang di sini karena jenis telah menghilang dari pasar karena kompleksitasnya Singkatnya, dapat dikatakan bahwa: Turbin gas dengan efisiensi tertinggi tidak necessarily menghasilkan efisiensi keseluruhan terbaik dari tanaman siklus gabungan. Temperatur masuk ke turbin adalah faktor jauh lebih penting. Pertimbangan serupa juga berlaku terhadap efisiensi pada siklus uap. Hal ini kurang penting karena turbin gas umumnya "mesin standar." panas gas buang yang tersedia untuk proses steam demikian adanya diberikan, dan masalahnya hanya terletak pada konversi maksimal menjadi energi mekanik.

PARAMETER YANG MEMPENGARUHI EFISIENSI TERMODINAMIKA GT-CYCLE DAN GABUNGAN SIKLUS

Parameter yang paling penting yang mempengaruhi efisiensi dan output tertentu dari pembangkit turbin gas sederhana adalah tekanan rasio kompresor dan suhu inlet turbin. Pengaruh rasio tekanan pada kinerja kompresor ditunjukkan pada Gambar (1a) dan (1b) dan efek dari rasio tekanan dan temperatur inlet turbin gas pada kinerja atau turbin gas ditunjukkan pada Gambar. (2a) dan (2b) berikutnya. Jelas dari Gambar. (1a), rasio tekanan optimum sehubungan dengan output tertentu bukan yang optimal untuk efisiensi termal. Desainer memilih rasio tekanan yang memaksimalkan keekonomisan secara keseluruhan pembangkit. Saat ini, suhu inlet turbin setinggi 1300 ° C dengan rasio tekanan 16 yang digunakan dalam pembangkit turbin gas modern.

Gambar (1a)

Gambar (1b)

Figure 1. Effect dari temperatur masuk kompressor

Gambar (2a)

Gambar (2b)

Gambar 2. Efek dari temperatur masuk turbin gas

Gambar (4a)

Gambar (4b)

Gambar 4. Siklus sederhana turbin gas dan efek dari parameter thermodynamic (Rp dan T3) terhadap unjuk kerja turbin.

Komponen turbin gas modern tergantung pada kombinasi bahan perbaikan , modifikasi desain dan teknik mesin baru untuk menahan suhu tersebut . Suatu peningkatan kelas paduan super sekarang memungkinkan desain komponen logam yang dapat beroperasi pada suhu hanya 315 ° C di bawah titik lelehnya selama ribuan jam - bahkan di bawah gaya sentrifugal , termal dan vibration stresses asalkan sudu didinginkan dengan benar . Pengaruh rasio tekanan dan temperatur masuk turbin pada kinerja siklus tunggal turbin gas dan siklus gabungan ditunjukkan pada Gambar .(3a) dan Gambar .(3b) . Kinerja Siklus gabungan Power Plant ( 1 ) Suhu Inlet Kompresor . Parameter yang mempengaruhi kinerja siklus combi adalah kompresor temperatur inlet , rasio tekanan, turbin inlet dan suhu keluar dan compres dan efisiensi turbin .

Gambar (4b) CCPP tanpa supplementary firing dan efek dari parametr thermodynamic (Rp dan T3) terhadap unjuk kerja turbin

Meningkatkan T1, meningkat kerja kompresor tetapi pada saat yang sama, masukan panas berkurang begitu T2 meningkat dengan peningkatan T1. Output kerja turbin tidak dipengaruhi oleh T1. Laju kenaikan kerja kompressor lebih besar dari laju pengurangan pasokan panas . Oleh karena itu , efek bersih dari peningkatan T1 adalah suatu penurunan dalam efisiensi siklus turbin gas dan juga menurunkan efisiensi gabungan keseluruhan pembangkit. ( 2 ) Suhu Inlet Turbin Gas. Peningkatan T3 meningkatkan output kerja turbin dan efisiensi termal pada rasio tekanan yang diberikan . Tetapi pada waktu yang sama , pasokan panas berlebih dengan kenaikan T3. Laju kenaikan dalam kerja turbin lebih tinggi dari laju peningkatan pasokan panas ke ruang pembakaran untuk semua rasio tekanan. Oleh karena itu , peningkatan T3 meningkatkan efisiensi siklus .

( 3 ) Rasio Tekanan . Dengan kenaikan rasio tekanan , efisiensi siklus meningkat pada T3 yang diberikan. Efisiensi meningkat sampai dengan nilai maksimum dan kemudian mulai menurun , menunjukkan bahwa ada rasio tekanan optimum untuk nilai yang diberikan dari T3. ( 4 ) Suhu Keluar Turbin Gas. Suhu keluar gas ( T4 ) yang mentransfer panasnya untuk menghasilkan uap dalam boiler pada HRSG yang menentukan efisiensi siklus uap . Tingginya suhu gas yang keluar , akan membuat efisiensi siklus uap lebih tinggi begutu suhu uap superheat meningkat seperti ditunjukkan pada Gambar . (4a). ( 5 ) Efisiensi Siklus Gabungan Versus Rasio atau output Kerja Gas Turbin dan Turbin Uap . Gambar (5a) menunjukkan kemungkinan memilih kombinasi yang tepat dari kedua siklus . Titik ' A' di mana output turbin gas adalah nol mewakili murni siklus uap dengan efisiensi 37 % ketika uap dipasok pada 135 bar dan 550 ‘C. Titik ' B ' adalah output ratio turbin gas terhadap turbin uap sekitar 13 % menunjukkan efisiensi gabungan tertinggi sekitar 42 % ( 5 % melebihi ) . Di sebelah kanan B dan D , ukuran dari turbin gas memberikan kecocokan aliran gas turbin yang baik untuk boiler .

Excess gas-gas yang harus di by- pass setelah beberapa titik di sebelah kanan B selain itu meningkatkan kerugian stack. Jika excess gas tidak di by-pass dan sebagai gantinya sebuah economizer digunakan , efisiensi jatuh lebih lanjut . Titik C mengacu pada turbin gas murni dengan efisiensi 26 % . Garis putus-putus BC merupakan efisiensi dapat dicapai dengan kombinasi turbin gas dan turbin uap yang cocok secara paralel . (6) Unjuk kerja beban parsial. Mempertimbangkan unjuk kinerja beban secara parsial dari CCPP dengan pasokan bahan bakar supplementry , sampai ke 75% beban, beban dikontrol dengan memvariasikan temperatur masuk turbin sedangkan setelah beban 75%, penambahan bahan bakar yang mengontrol beban pembangkit. Maka peningkatan beban dilakukan oleh PLTU langsung dan beban turbin gas hampir tetap konstan. Dalam pembangkit turbin gas murni, efisiensi akan turun begitu beban berkurang, sedangkan pada CCPP, jika beban dikurangi dari 100% menjadi 60%, pasokan bahan bakar supplement yang dikurangi untuk mengurangi output tetapi efisiensi meningkat seperti yang ditunjukkan dalam Gambar. (6b). Menunjukkan efisiensi secara overall sekitar 42% sepanjang rentang beban dari 100% ke 60%. Sifat beban parsial adalah alasan utama untuk keekonomian yang tinggi dari CCPP.

Gambar 5(a) Temperatur gas buang dari turbin gas exhaust.

Gambar 5(b) Prersentase ratio output dari turbin gas dan turbin uap

KINERJA SIKLUS GABUNGAN Beban Parsial CCPP dengan pasokan bahan bakar tambahan seperti ditunjukkan pada Gambar. (6) dibahas bersama ini. Gambar (7) menjelaskan perilaku beban parsial pembangkit. Sampai dengan beban 75%, beban dikendalikan dengan memvariasikan temperatur masuk turbin.

sedangkan setelah beban 75%, penambahan bahan bakar yang mengontrol beban pembangkit.

Gambar (6) Beban Pembangkit (MW)

Gambar (7) Distribusi beban pada CCPP

Oleh karena itu . beban bersama dipikul oleh PLTU dan langsung bebannya meningkat dan beban turbin gas tetap konstan. Dalam siklus turbin gas , efisiensi akan turun begitu beban berkurang . CCPP berperilaku lebiuh baik dalam hal ini. Dalam CCPP, jika beban berkurang dari 100% menjadi 60 % , penembakan tambahan ditolak untuk mengurangi output tetapi efisiensi meningkat seperti ditunjukkan pada Gambar (5b). Perilaku pada beban parsial adalah merupakan alasan utama keekonomisan yang dari CCPP. Pertimbangan Capital Cost. Penambahan turbin gas ke PLTU yang ada dapat dianggap sebagai salah satu cara meningkatkan kapasitas pembangkit CCPP. Peningkatan kapasitas pembangkit dapat dicapai dengan meningkatkan kapasitas boiler yang ada . Oleh karena itu, sementara mengadopsi turbin gas (CCPP) , biaya turbin gas harus dibandingkan dengan penambahan biaya pembangkit konvensional . Capitas cost pembangkit turbin gas ( 2000 USD per kW ) adalah berkuran hari demi hari sebagai akibat dari peningkatan ukuran yang tersedia dan kinerja yang baik Gambar (8) dan (9) menunjukkan penurunan biaya modal kekuasaan ( USD per kW ) dengan peningkatan kapasitas pembangkit untuk suatu PLTU.

Biaya modal dari turbin gas adalah Rs . 670/kW tahun 1960 sedangkan itu berkurang menjadi Rs . 425/kW tahun 1974 . Oleh karena itu , untuk mendapatkan kekuasaan dengan biaya modal sebesar Rs . 425/kW , kapasitas pabrik uap minimum yang dibutuhkan adalah 400 MW . Oleh karena itu, upto 400 MW , penambahan turbin gas lebih ekonomis daripada peningkatan kapasitas o ! uap pabrik yang ada . Ini menunjukkan bagaimana tanaman turbin gas semakin menjadi kompetitif dalam biaya pertama untuk tanaman yang lebih besar dan lebih besar . Tapi , sayangnya, turbin gas belum kompetitif untuk pembangkit listrik terbesar

load. Hence the. load shared by steam plant is instantly increased and the gas turbine load remains constant In a gas turbine cycle, the efficiency goes down as the load is reduced. The combined plant behaves muc better in this respect. In a combined plant, if the load is reduced from 100% to 60%, the supplementary firing is turned down to reduce to output but the efficiency increases as shown in Fig. 25.30. The part lo; behaviour is a principal reason for high economy of combined plant. Capital cost considerations. The addition of gas turbine to an existing steam plant can be considered as one way of increasing the plant capacity. The increase in plant capacity can be achieved by increasing the capacity of the existing steam plant. Therefore, while adopting the gas turbine (combined plant), the cost of gas turbine must be compared with the incremental cost of conventional plant. The capital cost of gas turbine plant (Rs. per kW) is reducing day by day as a result of increase in available size and better performance Fig. 25.34 are Fig. 25.35 show the reduction in capital cost of power (Rs. per kW) with an increase in plant capacity for a steam plant. The capital cost of the gas turbine was Rs. 670/kW in 1960 whereas it is reduced to Rs. 425/kW in 1974. Therefore, to get the power at a capital cost of Rs. 425/kW, the minimum steam plant capacity required is 400 MW. Therefore, upto 400 MW capacity, the addition of gas turbine is more economical than increasing the capacity o! existing steam plant. This shows how gas turbine plants progressively become competitive in first cost for larger and larger plants. But, unfortunately, the gas turbines are not yet competitive for largest power plants.

Contoh 1. Dalam suatu Combined Cycle Power Plant ( CCPP ), udara dipasok dengan laju 2000 ton/jam dan pada temperatur 20’C. Ratio tekanan kompressor adalah 7 : 1. Tekanan masuk ke kompresor dan tekanan keluar turbin diambil sebesar 1 bar. Temperatur di dalam gas turbin dibatasi sebesar 1000’C. Isentropic efisiensi untuk kompressor = 80% dan untuk turbin = 85%. Nilai kalor untuk bahan bakar minyak yang digunakan sebesar 45 x 103 kJ/kg. Data untuk turbin uap diberikan berikut ini. Temperatur gas yang digunakan untuk HRSG dinaikkan menjadi 1200’C dengan membakar bahan bakar pada sisi gas buang gas turbin. Kondisi dari uap yang dipanaskan pada boiler memiliki tekanan 50 bar dan temperatur 500’C. Tekanan kondonsor sebesar 0,1 bar. Temperatur yang mengalir ke cerobong sebesar 200’C. Cari yang berikut ini : 1. Total kapasitas dari pembangkit. 2. Efisiensi overall dari pembangkit. 3. Jumlah masa dari bahan bakar yang digunakan per jamnya. Ambil Cpa = 1 kJ/kg-K,  = 1,4 utk udara dan Cpg= 1,1 kJ/kg-K,  = 1,33 utk gas

Contoh 1. ( Summary ) Dalam suatu Combined Cycle Power Plant ( CCPP ), apabila diketahui : A. data turbin gas : • udara dipasok dengan laju 2000 ton/jam (ma) • temperatur 20’C. • Ratio tekanan kompressor adalah 7 : 1. • Tekanan masuk ke kompresor dan tekanan keluar turbin diambil sebesar 1 bar. • Temperatur di dalam gas turbin dibatasi sebesar 1000’C. • Isentropic efisiensi untuk kompressor = 80% dan untuk turbin = 85%. • Nilai kalor untuk bahan bakar minyak yang digunakan sebesar 45 x 103 kJ/kg. B. Data untuk turbin uap : • Temperatur gas yang digunakan untuk HRSG dinaikkan menjadi 1200’C • Kondisi dari uap yang dipanaskan pada boiler memiliki tekanan 50 bar dan temperatur 500’C. • Tekanan kondonsor sebesar 0,1 bar. Temperatur yang mengalir ke cerobong sebesar 200’C. Maka dapat dicari : (1) Total kapasitas dari pembangkit. (2) Efisiensi overall dari pembangkit. (3) Jumlah masa dari bahan bakar yang digunakan per jamnya. Ambil Cpa = 1 kJ/kg-K,  = 1,4 utk udara dan Cpg= 1,1 kJ/kg-K,  = 1,33 utk gas

Solusi. Susunan dari peralatan dan proses terkait pada siklus dapat dilihat pada fig (a) dan fig (b)

Fig (b) Fig (a)

-1

T3 T4’ =

t =

P2 P1

(

0,33 1,33



)

= (7)

1000+273 = 1,62  T4’ =

1.62

= 786 ‘K

T3 - T4

T3 – T4’ T4 = T3 - t (T3 - T4’ ) = 1273 - 0,85 ( 1273 – 786 ) = 1273 – 414 = 859 ‘K

Consider heat balance pada CC-1 mf1CV = ( ma1 + mf1 ) Cpg (T3 – T2 ) 

CV =

(

ma1 mf1

+ 1

CV ma1 mf1 = 1,1 (T3 – T2 ) 2000 x 1000 ma1 = 3600

) x 1,1 (T – T ) 3

2

45 x 103 - 1 =

1,1 ( 1273 -566 )

= 555,5 kg/sec ;  mf1 =

- 1

= 56,86

555,5 = 9,8 kg/sec 56,86

Wg, power yang dihasilkan oleh turbin gas = ( ma1 + mf1 ) Cpg (T3 – T4 ) - ma1Cpa (T2 – T1 ) = ( 555,5 +9,8 ) x 1,1 ( 1273 – 859 ) – 555,5 x 1 ( 566 – 293 ) = 257437,5 – 151651,5 = 105786 kW = 106 MW Panas yang dihasilkan di CC-II = panas yang diberikan ke pada gas yang melalui CC-II mf2 CV = ( ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 – T4 )  mf2 x 45 x 103 = ( 555,5 + 9,8 + mf2) 1,1 (1473 – 859 ) = (563,3 + mf2 ) x 675,4  mf2 = 6,8 kg/sec Perhatikan heat balance pada boiler. ms (h7 – h10 ) = ( ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 – T6 )

Jika kerja pompa diabaikan, maka h10 = h9  ms (h7 – h9 ) = ( ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 – T6 ) h7 = 3400 ( dari h-s chart ) h9 = 45,5 ( dari steam table )

Sekarang subtitute nilai dari persamaan diatas  ms ( 3400 – 45,5 ) = ( 555,5 + 9,8 + 6,8 ) x 1,1 ( 1000 – 200 )  ms = 150 kg/sec Ws ( power yang dihasilkan dalam turbin uap ) = ms (h7 – h8 ) = 150 ( 3400 – 2220 ), dimana h8= 2220 dari h-s chart = 177000 kW = 177 MW  (1) Total daya yang dihasilkan diberikan oleh  Wt = 106 + 177 = 283 MW

 (2)

Wt  = ------ = Qs

Wt ( mf1 + mf2 ) CV

=

283 x 103

= 0,4 = 40%

( 9,8 + 6,8 ) x 45 x 103

 (3) masa bahan bakar yang dipasok per jam adalah  =

( mf1 + mf2 ) x 3600

ton/jam =

( 9,8 + 6,8 ) x 3600

= 59,67 ton/jam

1000 1000 (4) Specific Fuel Consumption = ( 59,67 x 1000 )/( 283 x 1000 ) = 0,211 kg/ kWh

Contoh 2 Dalam CCPP, maksimum temperatur dibatasi sampai 1100 ‘C, temperatur udara masuk ke kompressor adalah 20’C dan pressure ratio adalah 8. Jumlah udara yang dipasok ke gas turbin adalah 400% dari udara teoritis. Dalam supplementary firing, temperatur gas dinaikkan sampai 1000 ‘C sebelum masuk ke HRSG. Gas meninggalkan steam generator pada 300 ‘C. Uap dihasilkan pada tekanan 80 bar dan 600 ‘C, air pengisi dipasok pada temperatur 150 ‘C. Hitung : 1. jumlah bahan bakar yang ditambahkan pada supplementary firing per kg udara dan 2. mass ratio dari laju udara dengan laju uap. 3. Juga cari capasitas daya dari pembangkit, jika laju aliran udara ke kompresor adalah 1,5 kg/sec. Ambil tekanan kondensor sebesar 0,05 bar Bahan bakar yang digunakan adalah gas methane ( CH4 ) CV gas adalah 61600 kJ/kg Cp untuk gas dan udara = 1 kJ/kg-K dan  = 1.4 Efisiensi isentropic kompresor dan turbin diambil 100 %. Solusi. Susunan peralatan dari CCPP dapat dilihat pada figure (a) dan siklus terkait pada figure (b).

Contoh 2 ( Summary) Bila dalam CCPP : • Maksimum temperatur dibatasi sampai 1100 ‘C, • Temperatur udara masuk ke kompressor adalah 20’C • Pressure ratio adalah 8. • Jumlah udara yang dipasok ke gas turbin adalah 400% dari udara teoritis. • Dalam supplementary firing, temperatur gas dinaikkan sampai 1000 ‘C sebelum masuk ke HRSG. • Gas meninggalkan steam generator pada 300 ‘C. • Uap dihasilkan pada tekanan 80 bar dan 600 ‘C, • Air pengisi dipasok pada temperatur 150 ‘C. Maka dapat dihitung : 1. jumlah bahan bakar yang ditambahkan pada supplementary firing per kg udara . 2. mass ratio dari laju udara dengan laju uap. 3. Juga cari capasitas daya dari pembangkit, jika laju aliran udara ke kompresor adalah 1,5 kg/sec. Ambil tekanan kondensor sebesar 0,05 bar, Bahan bakar yang digunakan adalah gas methane ( CH4 ); CV gas adalah 61600 kJ/kg ; Cp untuk gas dan udara = 1 kJ/kg-K dan  = 1.4 ; Efisiensi isentropic kompresor dan turbin diambil 100 %.

Figure (a)

Figure (b)

Reaksi pembakaran pada CC-I diberikan sbb : CH4 + 2O2 = CO2 + 2 H2O 16 + 64 = 44 + 36  Jumlah O2 yang diperlukan adalah = 64/16 = 4 kg per kg CH4  Jumlah udara yang diperlukan adalah = (100/23) x 4 = 17, 4 kg/kg bahan bakar sebagaimana udara terdiri dari 23% O2 dengan satuan berat. Sebagaimana 400% excess air dipasok ke turbin gas seperti pada soal diatas.  Pasokan udara sesungguhnya adalah = 17,4 x 5 = 87 kg/kg bahan bakar.  ( mf1 ) Jumlah bahan bakar yang dipasok per kg dari udara yang mengalir melalui CC-I = 1/87 = 0,0115 kg. -1

T3 =

P2  P1

( )

0,286

= 295 (8)

T3 T4

=

(

P2 P1

-1

)

= 531 K

1373 =

1,81

= 758,6 K

Pada CC-II Panas yang dihasilkan dengan membakar bahan bakar = Panas yang didapatkan udara

mf2 CV

= ma Cpa (T5 – T4 )

mf2 x 61600 = 1 x 1 ( 1273 – 758,6 ) 

mf2 = 0,00835 kg per kg aliran udara.

Jumlah panas yang diberikan gas di dalam boiler = panas yang didapatkan oleh uap

1 x Cpg (T5 – T6’) = ms (h7 – h11 ) h7 = 3510 kJ/kg ( dari h-s chart ) h11 = Cpw T11 = 4,2 x 150 =630 kJ/kg  1 x 1 ( 1273 – 573 ) = ms ( 3510 – 630 ) ms = 700/2880 = 0,243 kg/kg udara

ma ms

=

1

= 4,115

0,243

Kapasitas Pembangkit diberikan dari

Wt = Wg + Ws = ma Cpa [(T3 – T4 ) - (T2 – T1 )] + ms (h7 – h8) Jika ma = 1,5 kg/sec ( given), kemudian ms = 0,243 x 1,5 = 0,365 kg/sec h8 = 2080 kJ/kg ( dari h-s chart ) Wt = 1 x 1,5 [( 1373 – 758,6 ) – ( 531 - 293 )] + 0,365 ( 3510 – 2080 ) 

Wt = 565 + 522 = 1087 kW

Total panas yang dipasok diberikan dari

Qs = ( mf1 + mf2 ) ma x CV Dimana mf1 dan mf2 adalah jumlah bahan bakar dipasok di CC-I dan CC-II per kg aliran udara. Qs = ( 0,0115 + 0,00835 ) x 1,5 x 61600 = 1834 kW

 (plant ) = Wt/Qs = 1087 / 1834 = 59,3 % mf ( bahan bakar digunakan per jam ) = (mf1 + mf2 ) ma x 3600 kg/jam = ( 0,0115 + 0,00835 ) x 1,5 x 3600 = 107,2 kg/jam  Specific fuel consumption

= 107,2 / 1087 = 0,099 kg/kWh

Contoh 3 CCPP terdiri dari satu turbin gas dan satu turbin uap, exhaust gas dari gas turbin dimasukkan ke HRSG yang lebih lanjut di tambah bahan bakar untuk dibakar di dalam gas. Pressure ratio dari turbin gas adalah 8 : 1 dan temperatur udara masuk adalah 15’C. Maksimum siklus temperatur adalah 800’C Data dari turbin uap diberikan berikut ini. Temperatur flue gas di dalam ruang bakar adalah 800 ‘C. CV bahan bakar adalah 40 x 103 kJ/kg , temperatur cerobong adalah 200’C, Kondisi uap yang dipasok ke turbin uap 60 bar dan 500’C, tekanan kondensor adalah 0,05 bar. Total power output dari CCPP adalah 190 MW. Asumsikan siklus ideal untuk kedua unit. Hitung : (a) Thermal efficiency dari CCPP (b) Daya dibangkitkan oleh setiap unit dari siklus dan kapasitas boiler. (c) Masa dari bahan bakar yang dipasok dalam ton per jam, dimana diasumsikan Cp (gas) = 1,11 kJ/kg-K dan  = 1,33 dan Cpa = 1 kJ/kg-K. Solusi : Susunan dari peralatan diperlihatkan pada figure (a) dan terkait dengan siklusnya pada figure (b).

Contoh 3 (Summary) Dalam CCPP info yang diperoleh : Data Turbin gas : • Terdiri dari satu turbin gas dan satu turbin uap, • Exhaust gas dari gas turbin dimasukkan ke HRSG dan pakai supplementary firing. Pressure ratio dari turbin gas adalah 8 : 1 • Temperatur udara masuk adalah 15’C. • Maksimum siklus temperatur adalah 800’C • Temperatur flue gas di dalam ruang bakar adalah 800 ‘C. • CV bahan bakar adalah 40 x 103 kJ/kg Data dari turbin uap : • Temperatur cerobong adalah 200’C, • Kondisi uap yang dipasok ke turbin uap 60 bar dan 500’C, • Tekanan kondensor adalah 0,05 bar. • Total power output dari CCPP adalah 190 MW. Asumsikan siklus ideal untuk kedua unit. Maka dapat dihitung : (a) Thermal efficiency dari CCPP (b) Daya dibangkitkan oleh setiap unit dari siklus dan kapasitas boiler. (c) Masa dari bahan bakar yang dipasok dalam ton per jam, dimana diasumsikan Cp (gas) = 1,11 kJ/kg-K dan  = 1,33 dan Cpa = 1 kJ/kg-K.

Asumsikan Wg adalah daya dibangkitkan dalam turbin gas dan Ws adalah daya turbin uap, sehingga kita dapat menulis : Wt = Wg + Ws = 190 x 103 kW

Efisiensi pembangkit diberikan dari Wt  = mft x CV

................

(i)

.................

(ii)

Dimana mft = (mf1 + mf2 ) dan dimana mf1 dan mf2 adalah bahan bakar yang dipasok ke CC-I dan ke CC-II. Abaikan jumlah bahan bakar yang dipasok dalam siklus gas, sehingga kita dapat menulis, Wg = ma Cpa [( T3 – T4 ) – ( T2 – T1 )] -1

T2 T1

=

(

P2 P1

)

0,3 1,33



= (8)

= 1,68

T2 = 1,68 T1 = 1,68 ( 15 + 273 ) = 483,8 K

Figure (a)

Figure (b)

Hal yang sama -1

T3 T4 T4

P2 = P1

( )

=

T3



(1,68)

= 1,68 ( 800 +273) =

1,68

= 638.7 K



Wg = ma Cpa [(T3 – T4 ) - (T2 – T1 )] = ma Cpa [(1073 – 638,7) - (483,8 – 288 )] = 238,5 ma Cpa ..........................

(iii)

Abaikan kerja pompa Ws = ms (h7 – h8) = ms ( 3370 – 2080 ) = 1290 ms ................. (iv) Dimana nilai h7 dan h8 diambil dari h-s chart ma , mf1 , mf2 dan ms adalah masa-masa yang dipasok per detik dalam pembangkit. Asumsikan tidak ada losses dan efesiensi pembakaran adalah 100%, kita dapat menulis,

untuk CC-I ma Cpa (T3 – T2 ) = mf1 x CV mf1

ma Cpa 40 x

103

( 1073 – 483,8 )

= 0,0147 ma Cpa

.....

(v)

Untuk CC-II Panas yang diberikan oleh flue gas = panas yang diperoleh oleh uap di dalam boiler ma Cpa (T5 – T6 ) = ms (h7 – h9) sebagaimana h10 = h9 ( jika kerja pompa diabaikan )

ma Cpa ( 800 – 200 ) = ms ( 3370 – 32,6 ) Dimana h9 = 32,6 diambil dari tabel uap pada tekanan 0,05 bar. ma Cpa x 600 = 0,178 ma Cpa ms = ............................ 333,7

(Vi )

Subtitute nilai ini ke dalam persamaan (iV) Ws = 1290 x 0,178 ma Cpa = 232 ma Cpa

.....................

(Vii)

.......................

(Viii)

Sekarang tambahkan persamaan (iii) dan (Vii) Wt = 238,5 ma Cpa + 232 ma Cpa = 470,5 ma Cpa

Pembakaran bahan bakar di CC-II diberikan oleh Panas diberikan dalam CC-II = Panas didapatkan oleh udara.



mf2 CV = ma Cpa (T5 – T4 ) mf2 x 40 xv103 = ma Cpa (1073 – 638,7 ) mf2 = 0,01085 ma Cpa

................

(iX)

Tambahkan persamaan (v) dan (iX), maka didapatkan mft = mf1 + mf2 = ( 0,0147 + 0,01085 ) ma Cpa = 0,0256 ma Cpa ......

(X)

Sekarang subtitute nilai pada persamaan (ii) dari persamaan (Viii) dan (iX)  =

470,5 ma Cpa

= 0,46 = 46,6%

0,0256 ma Cpa x 40 x 103

Sekarang buat persamaan dari persamaan (i) dan (viii) 190 x 103 470,5 ma Cpa = 190 x 103  ma = 470,5 x 1,11

= 363,8 kg/sec

Dari persamaan (iii) 238,5 x 363,8 x 1,11 Wg =

= 96,3 MW

1000 Ws = Wt - Wg = 190 – 96,3

= 93,7 MW

Laju produksi uap diberikan oleh persamaan (vi) 0,178 ma Cpa

= 0,178 363,8 x 1,0 = 71,9 kg/sec

Total masa bahan bakar yang dipasok diberikan mft = mf1 + mf2 = 0,0256 ma Cpa sesuai persamaan (x) = 0,0256 x 363,8 x 1,0 kg/sec 0,0256 x 363,8 x 1,0 x 3600 = ton/jam = 33,53 ton/hr 1000

Contoh 4 Suatu pembangkit CCPP dirancang untuk 100 MW. 60% daya ada pada pembangkit PLTG dan sisanya pada pembangkit PLTU. Tekanan udara dan temperatur pada inlet kompressor adalah 1 bar dan 300 K. Pressure ratio dibatasi 8 dan temperatur maksimum dimanapun harus tidak lebih 1000’C. Uap dihasilkan dengan tekanan 50 bar dan 600 ‘C dengan menggunakan supplementary bahan bakar dan tekanan kondensor dipertahankan pada 0,05 bar. Ambil data berikut, tentukan : (i) Overal efficiency pembangkit (ii) Ration aliran udara terhadap aliran uap (iii) Biaya produksi pembangkit apabila biaya bahan bakar, Rp 10.000.000 per ton. c = 85%, t= 90%, com = 95%, Cpa = 1 kJ/kg-K, a = 1.4, Cpg = 1.1 kJ/kg-K,  g = 1.33. Bahan bakar yang digunakan adalah naptha dengan C.V adalah 40 x 103 kJ/kg. Temperatur gas ke cerobong = 200°C. Jangan abaikan bahan bakar dan perhitungkan juga daya diperlukan untuk menjalankan pompa. (iv) Jumlah air pendingin yang diperlukan dalam kondensor per jam jika kenaikan temperatur dibatasi s/d 10’C. Solution. Susunan peralatan pembangkit dapat dilihat pada figure (a) dan siklus terkait pada figure (b).

Contoh 4 ( Summary ) Suatu CCPP dirancang untuk 100 MW. • 60% daya ada pada pembangkit PLTG dan sisanya pada pembangkit PLTU. • Tekanan udara dan temperatur pada inlet kompressor adalah 1 bar dan 300 K. • Pressure ratio dibatasi 8 dan temperatur maksimum dimanapun harus tidak lebih 1000’C. Uap dihasilkan dengan tekanan 50 bar dan 600 ‘C (supplementary firing ) • Tekanan kondensor dipertahankan pada 0,05 bar. Ambil data berikut, tentukan : (i) Overal efficiency pembangkit (ii) Ration aliran udara terhadap aliran uap (iii) Biaya produksi pembangkit apabila biaya bahan bakar, Rp 10.000.000 per ton. c = 85%, t= 90%, com = 95%, Cpa = 1 kJ/kg-K, a = 1.4, Cpg = 1.1 kJ/kg-K, g = 1.33. Bahan bakar yang digunakan adalah naptha dengan C.V adalah 40 x 103 kJ/kg. Temperatur gas ke cerobong = 200°C. Jangan abaikan bahan bakar dan perhitungkan juga daya diperlukan untuk menjalankan pompa. (iv) Jumlah air pendingin yang diperlukan dalam kondensor per jam jika kenaikan temperatur dibatasi s/d 10’C. • • • •

Pertimbangan terhadap Kompresor -1

T2’ = T1

P2 P1

( )



T2‘ – T1

c =

1,4 - 1 1,4

= 300 (8)

 T2 = 300 +

T2 – T1

= 300 (8)

0,286

544 - 300 0,85

= 544 K

= 587 K

Pertimbangan terhadap Kompresor -1

T3 T4’

=

T4’ = t =

( ) P2 P1

= (8)

1000 + 273

1,68

0,3 1,33



= (8)

0,248

= 1,68

= 758 K

T3 – T4 T3 – T4 ‘

 T4 = T3 – t (T3 – T4‘ ) = 1273 – 0,9 ( 1273 – 758) = 809,5 K

Figure (b)

Figure (a)

Pertimbangan heat balance dalam CC-I mf1 . CV x com = (ma1 + mf1 ) Cpg (T3 - T2 )



CV x com =

ma1

(m

)

+ 1 Cpg (T3 - T2 )

f1

 40 x 103 x 0,95 = ma1 mf1

(

ma1

mf1

)

+ 1 x 1,1 x ( 1273 – 587 )

4000 x 0,95 =

1,1 x 686

- 1 = 49,4

Kerja dihasilkan pada turbin gas = 60 MW Wg = 60000 = (ma1 + mf1 ) Cpg (T3 - T4 ) - ma1 Cpa (T2 - T1 ) Dimana ma1 adalah masa yang mengalir dalam kg/sec. 60000 = ma1

mf1

[(1 + m ) C a1

pg (T3

- T4 ) - Cpa (T2 - T1 )

]

60000

= ma1

[(1 +

1 49,4

) x 1,1 ( 1273 – 808,5 ) – 1 x ( 587 – 300 ) ]

= ma1 [ 520,2 – 287 ) ma1 = mf1 =

6000 49,4 ma1 49,4

= 257,3 kg/sec

=

257,3 49,4

= 5,2 kg/sec

Panas di hasilkan pada CC-II = Panas diberikan kepada gas melalui CC-II  mf2 CV. com = (ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 - T4 ) mf2 x 40 x 103 x 0,95 = ( 257,3 + 5,2 + mf2 ) x 1,1 x (1273 – 809,5)  mf2 = 3,25 kg/sec  Mft = mf1 + mf2 = 5,2 + 3,25 = 8,45 kg/sec Wt Wt (i) efisiensi pembangkit () = = = mfCV Qs

100 x 1000 8,45 x 40 x 1000

= 0,296 = 29,6%

Perhatikan heat balance pada boiler Panas yang diserap oleh uap = panas yang hilang oleh gas

 ms (h7 – h9 ) = (ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 - T4 ) 

= (257,3 + 5,2 + 3,25 ) x 1,1 ( 1273 – 473 ) = 233800

Sekarang subtitute nilai h7 dari h-s chart dan h9 dari tabel uap ms ( 3610 – 32,6 ) = 233800 ms = 65,4 kg/sec

(ii)

ma

ms

=

257,3

65,4

Biaya bahan bakar per jam =

= 3,93

8,45 x 3600

1000

x 10.000.000 = Rp. 304.200.000,-

Energi yang dibangkitkan per jam = 100 x 103 kWh

(iii) Biaya produksi pembangkit =

304.200.000 100.000

= 3042 Rp /kWh

(iv) Jumlah air pendingin yang dibutuhkan adalah

=

=

ms x 3600 x (h8 – h9 ) Cpw (  T )

dimana h8 = 2220 kJ/kg dari h-s chart

65,4 x 3600 x (2220 – 32,6 ) 4,2 x 10 x 1000

ton/jam = 12262 ton/jam

Contoh 5

Suatu CCPP dirancang untuk ukuran daya 200 MW. Udara diambil dari kompressor pada temperatur 300 K dan tekanan 1 bar. Temperatur maksimum dari siklus turbin gas dibatasi 800 ‘C. Pressure ratio adalah 8. Data PLTU diberikan berikut ini. Gas exhaust dari turbin gas dipanaskan lebih lanjut ke 800°C sebelum memasuki ruang bakar pada boiler. Uap dihasilkan pada tekanan 50 bar dan 60O°C. Temperatur exhaust gas sampai 200 ‘C untuk menghindari kondensasi dari gas yg bersifat corrosive. Tekanan kondensor adalah 0.05 bar. Asumsikan isentropic efficiencies dari kompressor dan juga turbin adalah 100%, Cari berikut ini : (i) Thermal efficiency dari setiap pembangkit dan CCPP. (ii) Perbandingan dari udara yang dipasok ke kompressor terhadap uap yang dihasilkan pada boiler. Abaikan kerja pompa dan pertimbangkan masa bahan bakar yg digunakan pada pembangkit. Ambil Cp (udara atau gas) = 1 kJ/kg-K,  (udara atau gas) = 1.4 C.V. Bahan bakar = 42 x 103 kJ/kg

Contoh 5 ( Summary ) Suatu CCPP dirancang untuk ukuran daya 200 MW. Data Turbin Gas : • Udara dari kompressor pada temperatur 300 K dan tekanan 1 bar. • Temperatur maksimum dari siklus turbin gas dibatasi 800 ‘C. • Pressure ratio adalah 8. • C.V. Bahan bakar = 42 x 103 kJ/kg Data PLTU : • Gas exhaust dari turbin gas dipanaskan lebih lanjut ke 800°C sebelum memasuki ruang bakar pada boiler. • Uap dihasilkan pada tekanan 50 bar dan 60O°C. • Temperatur exhaust gas sampai 200 ‘C. • Tekanan kondensor adalah 0.05 bar. Asumsikan isentropic efficiencies dari kompressor dan juga turbin adalah 100%, maka dapat dicari berikut ini : (i) Thermal efficiency dari setiap pembangkit dan CCPP. (ii) Perbandingan dari udara yang dipasok ke kompressor terhadap uap yang dihasilkan pada boiler. Abaikan kerja pompa dan masa bahan bakar yg digunakan pada pembangkit. Ambil Cp (udara atau gas) = 1 kJ/kg-K,  (udara atau gas) = 1.4

Solusi. Susunan dari komponen pembangkit dapat dilihat pada figure (a) dan figure (b) Considering the gas turbine cycle -1

T2 = T1

P2 P1

( )



= 300 (8) 0,286

T3 T4 =

(8)

0,286

=

= 544 K

1073 = 593 K 1,81

Panas yang dihasilkan pada CC-I = Panas yang dipasok ke gas mf1.CV = (ma1 + mf1 )Cpg ( T3 - T2)

mf1 x 42 x 103 = (mal + mf1 ) x 1 (1073 - 544) = 529 {ma1 + mfl) mf1 = 0.0128 ma1

......

(a)

Daya yang dihasilkan oleh turbin gas diberikan oleh Wg = (ma1 + mf1) Cpg (T3 - T4) – ma1 Cpa (T2 – T1 ) = 1.0128 ma1 x 1 (1073.- 593) – ma1 x 1 (544 - 300) = ma1 (486.1 - 244) = 242.1 ma1 ..............

(b)

Consider CC –II Panas dihasilkan dalam CC-II = Panas diberikan ke gas melalui CC-II mf1.CV = (ma1 + mf1 + mf2 ) Cpg (T5 - T4) = (ma1 + 0.0128 ma1 + mf2 ) x 1 (1073 - 593) mf2 x 42 x 103 = 480 (1.0128 ma1 + mf2 ) mf2 = 0.0117 ma1 ..............

(c)

Considering the steam-cycle boiler Panas diperoleh oleh uap = Panas diberikan oleh gas ms (h7 – h9 ) = (ma1 + mf1 + mf2) Cpa (Ts - T6) h7 = 3620 kJ/kg (from h-s chart) h9 = 32.6 kJ/kg (from steam table)  ms (3620 - 32.6) = (ma1 + 0.0128 ma1 + 0.0117 ma1) x 1 x (800 - 200) 3587.4 ms = 514.7 ma1



ms =

614,7 3587,4

ma1 =

0,1714 ma1

.................

(d)

Figure (a)

Figure (b)

Daya yang dihasilkan di oleh turbin uap diperoleh dari Ws = ms (h7 – h8) = 0,1714 ma1 ( 3620 – 2220 ) dan h8 = 2220 kJ/kg ( diambil dari h-s chart ) = 240 ma1 .......... (e) Sekarang dari persamaan (b) dan (c) kita dapat menuliskan Wg + Ws = 200 x 103 = 242,1 ma1 + 240 ma1 



ma1 =

200 x 103 482,1

= 415 kg/sec

mf1 = 0.0128 ma1 = 0.0128 x 415 = 5,312 kg/sec mf2 = 0.0117 ma1 = 0.0117 x 415 = 4.856 kg/sec M f = mf1 + mf2 = 5.312 + 4.8566 = 10.168 kg/sec



mf1 = 0.0128 ma1 = 0.0128 x 415 mf2 = 0.0117 ma1 = 0.0117 x 415

= 5,312 kg/sec = 4.856 kg/sec = 5.312 + 4.8566 = 10.168 kg/sec

M f = mf1 + mf2

(ii ) Dari persamaan (d)

ma ms

1

=

= 5,83

0,1714

(a) (overall) = 200 x 1000 Ms x CV

(b)  g =

(c)

200 x 1000

=

10.168 x 42 x

= 0.47 = 47%

103

Wg = 242.1 x ma1 = 242.1 x 415 = 100472 kW

Wg

mfl x C.V.

=

100472

5,312 x 42 x

103

= 0,45 = 45%

Ws = 240 x ma1 = 240 x 415 = 99600 kW Ws s = m x C.V. fl

=

99600

4.856 x 42 x 103

= 0.49 = 49%

EFISIENSI IMPROVEMENT PLTGU UBP PRIOK

TAHAPAN PELAKSANAAN PROGRAM EFISIENSI IMPROVEMENT AKTIVITAS 1. MEMBENTUK ENGINEER EFFICIENCY ( EE ) - Menyusun ruang lingkup, fungsi dan deskripsi jabatan - Identifikasi posisi yang ada dalam pembangkit yang memiliki kesamaan tanggung jawab dan fungsi - Identifikasi persyaratan awal yang harus dipenuhi (keahlian, pengalaman, kemampuan, pendidikan) - Mengubah struktur organisasi pembangkit dengan memasukkan posisi Engineer Efficiency 2. MENUNJUK DAN MELATIH TIM ENGINEER EFFICIENCY 3. IDENTIFIKASI PROGRAM / INISIATIF PENINGKATAN EFISIENSI - Pembuatan Data base efisiensi masing-masing unit pembangkit - Identifikasi Unit yang memerlukan peningkatan efisiensi dengan menggunakan sistem pemantauan, dan sistem pelaporan - Identifikasi pilihan-pilihan program/inisiatif peningkatan efisiensi untuk setiap pembangkit berdasarkan kerangka kerja/strategi - Menyelenggarakan analisa cost-benefit untuk program peningkatan efisiensi - Rekomendasi pilihan program peningkatan efisiensi yang terbaik kepada GM beserta anggarannya 4. IMPLEMENTASI PROGRAM / INISIATIF PENINGKATAN EFISIENSI

KETERANGAN

PENETAPAN BASE EFISIENSI Efisiensi Commisioning GT 1.1 35 GAS 30 HSD  (%)25

20

15 0%

20%

40%

LOAD (%)

60%

80%

100%

OBJEKTIF • Mengupayakan unit-unit beroperasi pada tingkat operasi optimal dalam rangka peningkatan profit dan keandalan unit & sistem

TARGET • Jangka Pendek (Th. 2005) : - Mengembalikan Kapasitas PLTGU Priok Blok II Sebesar 50 MW (CC) dari GT 2.1 dan GT 2.3 - Pencapaian target efisiensi thermal tahun 2005 minimal 40,70 % • Jangka Panjang : - Peningkatan efisiensi thermal per-tahun secara bertahap sebesar 0,5% dari tahun 2005 sampai dengan 2008 hingga tercapai batas maksimum efisiensi sebesar 42 % - Mengembalikan kapasitas seluruh GT pada kondisi optimumnya.

EFFICIENCY IMPROVEMENT UBP PRIOK TAHUN 2005-2008

OPTIMALISASI POLA OPERASI

- Part Load Operation (Pola 3-3-1, 3-2-1, 2-2-1) - Minimum Load Operation - Monitoring Efiiensi per shift (Memotivasi operator)

MANAJEMEN ENERGI PRIMER

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

MENGHILANGKAN DERATING

- Identifikasi Masalah - PS Unit dan PS non unit -Kondisi Operasi alat bantu (Motor2, Desal, Comp IAC /SAC)

- Pasokan dan Kualitas BB Gas&HSD

UPGRADE TECHNOLOGY

- Perbaikan sistem control - Moifikasi sistem control

-DP Filter Air Intake -Kebocoran HRSG - Rewinding Generator GT 23 - Inner Liner GT 21 dan GT 23 - Retubing Condensor - Compresor Offline Washing - Program Pendukung (Clean & No-Leakage)

Catatan : Turunan kedua disesuaikan dengan kondisi masing-masing unit

KESIMPULAN

• • • • •

PILIHAN PROGRAM EFISIENSI IMPROVEMENT (akan dikembangkan oleh semua UBP sesuai dengan kondisi masing2) : OPTIMALISASI POLA OPERASI MANAGEMEN ENERGY PRIMER PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI MENGHILANGKAN DERATING UPGRADE TECHNOLOGY

OPTIMALISASI POLA OPERASI

OPTIMALISASI POLA OPERASI

PART LOAD OPERATION EFISIENSI THERMAL Apa yang dimaksud dengan efisiensi thermal combine cycle ? Eff (GT) = P(GT)/Q(GT) Eff (ST) = P(GT)/(Q(SF) + Q(EXH))…… Q(SF) = 0 = P(GT)/(Q(EXH)) Q(EXH) = Q(GT) (1- Eff (GT)) Eff (cc) = (P(GT) + P(ST))/(Q(GT))

OPTIMALISASI POLA OPERASI

PART LOAD OPERATION • Part Load Behavior CCPP (General Electric) - Combine cycle power plant must have as high an efficiency as possible at part load operation. - In modern combine cycle plant without suplementary firing, the efficiency of the plants as awhole depends mainly on the efficiency of gas turbine - Efficiency of the CCPP is approximately 50 % higher at every point than that of the gas turbine. In other word, the ratio between the output of the gas turbine and the steam turbine remains constant across the entire range of the loads

OPTIMALISASI POLA OPERASI

PART LOAD OPERATION • Part Load Operation Combined Cycle Principal (ABB) - During part load conditions, the efficiency of the CCPP is directly proportional to the efficiency of the gas turbine. The power plant will be able to run over a wide range i.e run few gas turbines (relevan to the load demand) and operating the remaining gas turbines at the highest/optimum efficiency close to the full load. - Make it posible to shutdown individual gas turbine at part loads. The other gas turbines the run at higher load and higher inlet gas temperatur, which exert a positif effect of the overall efficiency (of CCPP)

OPTIMALISASI POLA OPERASI

OPERATING AND PART LOAD BEHAVIOUR (Ref : ABB) Usaha untuk mendapatkan efisiensi yang tinggi pada operasi combine cycle adalah sebagai berikut : • Jika beban total blok diturunkan maka beban semua GT diturunkan secara merata • Jika beban total blok tercapai 75%, maka matikan 1 GT • Jika beban total blok tercapai 50% maka matikan 1 GT lagi

OPTIMALISASI POLA OPERASI PART LOAD OPERATION

44

184,98

43

189,29

42

193,79

41

198,52

40

203,48

39

208,70

38

214,19

37 500

550

600

650

700

750 Load (MW)

Blok1 : 2-2-1 Blok2 : 2-2-1

Blok1 : 3-3-1 Blok2 : 2-2-1

Blok1 : 3-3-1 Blok2 : 3-3-1

800

850

900

950

219,98 1000

Biaya Operasi (Rp/kWh)

Net Efficiency (%)

KURVA LOAD vs EFISIENSI BY GAS UP-DATE PART LOAD OPERATION PLTGU PRIOK

OPTIMALISASI POLA OPERASI PART LOAD OPERATION

44

481,91

43

493,12

42

504,86

41

517,17

40

530,10

39

543,70

38

558,00

37 500

550

600

650

700

750 Load (MW)

Blok1 : 2-2-1 Blok2 : 2-2-1

Blok1 : 3-3-1 Blok2 : 2-2-1

Blok1 : 3-3-1 Blok2 : 3-3-1

800

850

900

950

573,08 1000

Biaya Operasi (Rp/kWh)

Net Efficiency (%)

KURVA LOAD vs EFISIENSI BY HSD UP-DATE PART LOAD OPERATION PLTGU PRIOK

OPTIMALISASI POLA OPERASI

FAKTOR-FAKTOR DOMINAN PENYEBAB PENURUNAN EFISIENSI THERMAL

• Faktor Ekternal - Pola pembebanan rendah pada hari libur - Realisasi pembebanan harian < ROH - Philosofy P3B lebih mengutamakan mutu dan security - Pasokan dan Kualitas bahan bakar (gas dari BP) - Temperatur, kelembaban dan tekanan udara ambient

OPTIMALISASI POLA OPERASI

FAKTOR-FAKTOR DOMINAN PENYEBAB PENURUNAN EFISIENSI THERMAL

• Faktor Internal - Operasi Open Cycle karena terjadi gangguan pada HRSG - Faktor losses dari mesin - Keandalan peralatan bantu (Pompa2, Desal Plant) - Deteriorasi peralatan utama (Ruang bakar, belitan generator, Turbine, Compressor, HRSG, Steam Turbine dan Condensor)

OPTIMALISASI POLA OPERASI

MINIMUM LOAD EFF. THERMAL (%) TGL.

20-Apr-05

Rp./kWh

BEBAN (MW)

811

KETERANGAN OC

CC

OC

CC

28,95

42,03

370,75

255,32

- Pola beban 331-221 - 4 GT GAS, 1 GT HSD

25-Apr-05

798

28,84

42,01

374,33

256,66

- Pola beban 331-221 - 4 GT GAS, 1 GT HSD

22-Apr-05

723

27,71

40,89

293,78

199,06

- Pola beban 331-221 - 5 GT GAS

23-Apr-05

709

27,30

40,75

298,16

199,72

- Pola beban 331-221 - 5 GT GAS

OPTIMALISASI POLA OPERASI

MONITORING EFISIENSI PER SHIFT JADUAL DINAS TGL HARI DINAS

1

PROD (MWH)

SAB CDA 6.008,0

A PS

B.BAKAR PROD (MWH) (MMBTU) (MWH)

94,49

51.775

B PS (MWH)

B.BAKAR (MMBTU)

PROD

PRODUKSI, B. BAAKAR, PS, DAN EFFISIENSI PER SHIFT C D BEBAN PS B.BAKAR PROD PS B.BAKAR TOTAL/H A

EFFISIENSI PER SHIFT B C

EFF NET /HARI

D

(MW) (% BRT) (% NET) (% BRT) (% NET) (% BRT) (% NET) (% BRT) (% NET)

( %)

(MWH)

(MWH)

(MMBTU)

(MWH)

(MWH)

(MMBTU)

3.965

79,2

33.699

4.233

73,3

36.515

592

39,59

38,97

-

-

40,14

39,34

39,55

38,87

39,06

2 MNG BCD

-

-

-

5.476

82,90

45.359

5.173

76,5

42.150

5.947

92,5

51.254

692

-

-

41,19

40,57

41,87

41,25

39,59

38,97

40,26

3

SEN BCD

-

-

-

5.723

86,05

46.970

5.912

75,6

48.382

6.986

99,2

60.370

776

-

-

41,57

40,95

41,69

41,16

39,48

38,92

40,34

4

SEL ABC 5.856,0

84,9

49.913

6.096

78,59

49.766

7.492

98,4

62.559

-

-

-

810

40,03

39,45

41,79

41,25

40,86

40,32

-

-

40,34

5

RAB ABC 5.828,0

84,6

49.406

5.145

76,24

42.134

6.592

95,6

54.010

-

-

-

732

40,25

39,66

41,66

41,05

41,64

41,04

-

-

40,58

6 KMS DAB 5.144,0

72,8

41.934

6.399

88,40

53.294

-

-

5.470

85,3

45.754

709

41,85

41,26

40,97

40,40

-

-

40,79

40,15

40,61

7

JMT DAB 5.080,0

73,7

41.364

6.167

93,65

51.784

-

-

5.707

80,3

47.251

706

41,90

41,30

40,63

40,02

-

-

41,21

40,63

40,65

8

SAB CDA 6.460,0

95,8

53.590

-

-

-

6.144

84,8

49.604

5.398

71,4

43.183

750

41,13

40,52

-

-

42,26

41,68

42,65

42,09

41,43

93

52.101

-

-

-

5.385

81,3

44.674

5.295

74,6

42.740

705

40,84

40,23

-

-

41,13

40,51

42,27

41,67

40,80

9 MNG CDA 6.237,0

-

10 SEN BCD

-

-

-

5.721

82,71

46.850

5.710

76,4

45.593

6.466

94,6

53.179

746

-

-

41,66

41,06

42,73

42,16

41,49

40,88

41,37

11 SEL BCD

-

-

-

5.112

83,19

43.142

5.408

75,3

43.728

5.909

87,7

51.936

685

-

-

40,43

39,77

42,20

41,61

38,82

38,24

39,87

12 RAB ABC 4.797,0

73,2

45.737

5.636

75,60

47.772

6.734

97,4

56.952

-

-

-

715

35,78

35,24

40,25

39,71

40,34

39,76

-

-

38,24

13 KMS ABC 5.650,0

82,9

46.806

4.960

74,79

41.141

6.521

95,2

53.678

-

-

-

714

41,19

40,58

41,13

40,51

41,45

40,84

-

-

40,65

14 JMT DAB 5.117,0

73,6

42.287

5.945

95,03

49.970

-

-

-

5.643

82,6

46.873

696

41,29

40,69

40,59

39,94

-

-

41,08

40,47

40,37

15 SAB DAB 4.732,0

73,6

39.502

5.992

95,05

50.381

-

-

-

5.203

82,8

43.978

664

40,87

40,24

40,58

39,94

-

-

40,37

39,72

39,97

16 MNG CDA 5.693,0

90,8

48.098

-

-

-

5.475

81,8

45.944

4.879

75,5

40.749

669

40,38

39,74

-

-

40,66

40,05

40,85

40,22

40,00

55.482

-

-

-

5.357

72,7

45.421

5.313

74,2

44.256

727

41,65

40,88

-

-

40,24

39,69

40,96

40,39

40,32

17 SEN CDA 6.772,0 124,68 18 SEL BCD

-

-

-

6.194

85,58

50.452

5.726

75,2

45.506

6.157

95,3

51.763

753

-

-

41,89

41,31

42,93

42,37

40,58

39,96

41,21

19 RAB BCD

-

-

-

5.776

84,03

48.737

5.581

75,9

45.239

6.378

96,9

53.491

739

-

-

40,44

39,85

42,09

41,52

40,68

40,06

40,48

20 KMS ABC 5.953,0

84,37

49.055

5.358

76,78

43.903

6.232

94,4

52.614

-

-

-

731

41,40

40,82

41,64

41,04

40,41

39,80

-

-

40,55

21 JMT ABC 4.964,0

83,05

42.707

4.817

72,74

40.134

5.697

93,3

47.029

-

-

-

645

39,66

38,99

40,95

40,33

41,33

40,65

-

-

39,99

22 SAB DAB 5.290,0

76,12

43.490

6.398

93,84

53.265

-

-

-

5.201

80,6

42.272

704

41,50

40,90

40,98

40,38

-

-

41,98

41,33

40,87

23 MNG DAB 4.181,0

66,03

38.320

5.896

89,71

53.039

-

-

-

4.567

81,1

41.929

610

37,23

36,64

37,93

37,35

-

-

37,16

36,50

36,83

24 SEN CDA 6.402,0

94,53

53.418

-

-

-

6.368

86,4

51.496

5.579

75,5

45.291

765

40,89

40,29

-

-

42,19

41,62

42,03

41,46

41,12

25 SEL CDA 6.221,0

96,56

52.113

-

-

-

4.919

81,8

40.918

4.770

74,9

40.976

663

40,73

40,10

-

-

41,02

40,33

39,72

39,09

39,84

26 RAB BCD

-

-

-

5.616

86,27

47.986

5.018

77,0

41.731

6.144

95,8

51.460

699

-

-

39,93

39,32

41,03

40,40

40,74

40,10

39,94

27 KMS BCD

-

-

-

5.650

86,28

47.394

5.301

75,8

43.309

6.822

93,7

55.744

741

-

-

40,67

40,05

41,76

41,16

41,76

41,18

40,80

28 JMT ABC 5.555,0 84,215

46.220

5.358

75,05

43.695

6.337

96,6

52.752

-

-

-

719

41,01

40,38

41,84

41,25

40,99

40,36

-

-

40,67

29 SAB ABC 6.295,0

84,39

50.881

5.704

74,81

46.302

5.818

95,6

49.494

-

-

-

742

42,21

41,65

42,03

41,48

40,11

39,45

-

-

40,86

30 MNG DAB 5.562,0

76,94

45.033

5.897

96,90

50.163

-

-

84,8

49.334

722

42,14

41,56

40,11

39,45

-

-

40,57

39,98

40,33

31 SEN DAB 5.559,0 129.356

74,99 1.939,0

44.733

6.805 137.841

96,74 2.030,9

55.720 1.149.353

5.631 83,1 129.564 1.935,6

46.772 1.087.071

750

42,40 41,83 40,69 40,08

41,67 40,94

41,08 40,34

41,08 40,67

40,47 40,06

41,12 40,31

1.083.966

132.865

1.941,9

1.096.482

5.866

41,35 40,74

OPTIMALISASI POLA OPERASI

MONITORING EFISIENSI PER HARI BEBAN RATA-RATA VS NET EFFICIENCY PLTGU - JANUARI 2005

40,97 41,44

41,63

41,63

41,46 40,41 40,37

40,56

40,46

41,59

41,35

42,01 41,12

40,37 40,43

41,12

41,50

41,77 41,05

41,97 41,27

40,67

40,27

39,85

600

40,61

700

41,32

40,93

41,37

800

42,50

41,11

900

42,00 41,50 41,00 40,50 40,00 39,50

500

39,00 (%)

MW

300

38,16

38,02

400

38,50 38,00 37,50

200

37,00 36,50

100

36,00 -

35,50 1 2 3

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Beban (MW)

Net Eff

Block I Open 1,38 Jam Block II open 2,7 jam

Pekerjaan Kondensor (Ganti Zing Anode Block I Selama 7 Jam)

PENGATURAN BAHAN BAKAR

PENGATURAN BAHAN BAKAR

ILUSTRASI SFC GAS DAN HSD

• Data SFC (Load = 95 MW ) - Gas : CC = 0,0082 MMBTU/Kwh OC = 0,012 MMBTU/Kwh - Hsd : CC = 0,223 Liter/ Kwh OC = 0,332 Liter/Kwh • Biaya Operasi dari bahan bakar - Gas : CC = Rp.199/Kwh (Eff 41 %) OC = Rp. 295/Kwh - Hsd : CC = Rp.517/Kwh (Eff 41 %) OC = Rp.696/Kwh

PENGATURAN BAHAN BAKAR

ILUSTRASI EFEK KENAIKAN 1% EFISIENSI

• Dengan menaikkan efisiensi sebesar 1% (dari 40% ke 41%), didapatkan selisih SFC sebesar 0,000208 MMBTU/kWh. • Jika produksi dalam satu tahun diasumsikan 7000 GWh,harga gas 2,65 USS/MMBTU, kurs Rp.9000/USS, maka didapat keuntungan sebesar Rp.34,7 Milyar

PENGATURAN BAHAN BAKAR

STRATEGI PENGATURAN BAHAN BAKAR

• Optimasi konfigurasi pengoperasian unit dengan bahan bakar gas dan HSD • Pengendalian Pasokan Energy Primer, Kualitas dan Volumenya • Pengendalian Shortfall

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

Identifikasi Masalah TOTAL PS (PRODUKSI BRUTO - PENJUALAN) UBP PRIOK TAHUN 2001 S/D 2004 7,300,000

120,000

7,200,000 100,000

7,100,000 7,000,000

80,000

6,900,000

MWh

MWh

6,800,000

60,000

6,700,000 40,000

6,600,000 6,500,000

20,000

6,400,000 6,300,000

2001

2002

2003

2004

Produksi (MWh)

6,905,398

6,786,494

7,247,755

6,797,246

Penjualan (MWh)

6,802,160

6,679,871

7,140,747

6,685,919

103,238

106,623

107,008

111,327

1.50

1.57

1.48

1.64

PS (MWh) PS (%)

-

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

Identifikasi Masalah

PLTG PLTGU PLTD TOTAL

PLTG PLTGU PLTD TOTAL

Produksi (MWh) 10,471 7,236,254 1,031 7,247,756

Produksi (MWh) 8,598 6,787,946 703 6,797,246

Tahun 2003 PS Meter BB HSD (MWh) (%) (KL) 259 2.47 5,621 80,808 1.12 28,716 112 10.87 313 81,179 1.12 34,649 Tahun 2004 PS Meter (MWh) (%) 277 3.22 89,277 1.32 104 14.80 89,658 1.32

BB HSD (KL) 4,381 301,508 229 306,118

BB Gas (MMBTU) 58,012,040 58,012,040

BB Gas (MMBTU) 44,729,974 44,729,974

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

Identifikasi Masalah TH 2003 TH 2004 Prod(MWh) PS Meter(MWh) Prod(MWh) PS Meter(MWh) PLTG G - 1 (WH-1) G - 3 (WH-2) Sub.Tot. PLTGU GT - 1-1 (ABB) GT - 1-2 (ABB) GT - 1-3 (ABB) ST - 1-0 (ABB) Block I GT - 2-1 (ABB) GT - 2-2 (ABB) GT - 2-3 (ABB) ST - 2-0 (ABB) Block II Sub.Tot.CC PLTD D - 1 (MAN) D - 2 (RSTN) D - 3 (MAN) D - 4 (MAN) D - 5 (MAN) D - 6 (RSTN) Sub.Tot TOTAL

0 10,471 10,471

0 259 259

936 7,662 8,598

92 186 277

812,044 981,058 975,703 1,162,548 3,931,353 886,492 727,912 642,318 1,048,179 3,304,901 7,236,254

1,689 1,769 1,639 37,211 42,308 1,684 1,634 1,210 33,972 38,500 80,808

653,989 762,281 687,426 1,003,749 3,107,445 709,580 888,297 896,215 1,186,409 3,680,501 6,787,946

1,539 1,997 1,682 39,576 44,794 1,614 2,608 1,673 38,588 44,483 89,277

176 188 170 153 182 162 1,031 7,247,755

21 17 21 13 21 20 112 81,179

78 151 112 124 113 124 703 6,797,246

12 20 17 20 17 18 104 89,658

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

PS unit dg BB Gas dan HSD Tgl 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Prod Gas 859,000 1,982,000 2,449,000 2,530,000 2,462,000 2,602,000 2,545,000 2,569,000 2,762,000 2,454,000 2,209,000 2,115,000 1,956,000 2,215,000 1,839,000 885,000 2,467,000 2,562,000 2,188,000 2,844,500 1,936,500 2,562,000 928,000 1,330,000 2,584,000 2,587,000 1,088,000 -

GT 11 GT 21 Prod HSD BB Gas BB HSD Aux Prod Gas Prod HSD BB Gas BB HSD Aux 2,500 1,939,000 24,992 4,900 2,550 2,140,000 26,643 4,750 10,391 3,450 2,310,000 27,944 4,850 25,996 5,050 1,967,000 25,799 4,800 29,930 5,200 2,273,000 27,779 4,800 30,471 5,200 2,396,000 28,857 4,800 29,788 5,100 2,384,000 28,844 4,800 30,822 5,100 2,458,000 29,116 4,800 31,287 5,100 2,232,000 27,439 4,800 31,085 5,200 2,380,000 28,798 4,750 33,035 5,200 2,459,000 29,411 5,350 30,588 5,200 2,140,000 26,674 5,200 27,746 5,100 2,011,000 25,259 4,650 26,728 5,200 2,242,000 28,333 4,650 25,802 5,100 1,785,000 23,546 4,700 27,937 5,050 2,133,000 26,902 4,700 681,000 22,611 232,891 6,500 1,413,000 17,374 5,100 1,553,000 10,484 532,350 8,300 2,532,000 29,994 4,750 30,668 5,200 617,000 1,536,000 7,670 537,341 7,850 31,024 5,150 2,182,000 761,048 9,200 27,413 5,000 1,780,000 676,951 9,050 33,745 5,200 2,152,000 763,253 9,250 24,787 5,100 1,910,000 705,940 9,100 30,871 5,200 2,332,000 811,692 9,300 1,453,000 11,500 501,743 7,950 2,214,000 774,672 9,300 1,205,000 444,100 7,150 1,977,000 719,568 9,250 111,000 16,282 47,151 5,000 1,935,000 711,678 9,300 30,852 5,100 1,788,000 680,300 9,150 31,137 5,100 2,086,000 741,460 9,300 13,572 4,200 2,100,000 749,048 9,200 3,100 1,860,000 696,816 9,100

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI ACTION PLAN OPTIMALISASI PEMAKAIAN SENDIRI UBP PRIOK TAHUN 2005

NO 1

IDENTIFIKASI MASALAH Pengoperasian unit PLTGU dengan BB HSD yang semakin meningkat

2 Beberapa unit mengalami derating

3

PS Common dan PS Murni(Auxiliary) yang masih belum terpisah

4 Penghematan PS pada saat inspection 5 Peningkatan PS pada sarana penunjang

6 Peningkatan PS akibat pengujian mesin

ACTION PLAN Mengoptimalkan pola operasi pada PLTGU (Load GT > 90 MW) - Mengganti Inner Liner ruang bakar GT 21 - Mengganti Inner Liner ruang bakar GT 23 - Memperbaiki belitan Generator GT 23 - Optimalisasi penggantian Filter Air Intake

SASARAN

Kampanye Hemat Energy - Mematikan komputer, lampu, dan AC(split) saat meninggalkan ruangan (Pulang kantor) - Mengoptimalkan dan merapikan konfigurasi lampu penerangan unit Mengoptimalkan proses pengujian start-stop mesin

PROGRESS

PIC

Meningkatkan Efficiency

Sudah dilakukan

Operasi Har Mek

Mengembali-kan derating

C-Insp: 16 Aprl - 30 Mei C-Insp: 03 Junl - 06 Ags C-Insp: 03 Junl - 06 Ags 2005 dst Sudah dilakukan

Maret 2005 Mei-05

Sudah dilakukan Inprogress

Operasi Operasi

Mei-05 Agust-05

Inprogress

Operasi Operasi

Setiap C Inspection

Sudah dilakukan

2005 dst

Sosialisasi ulang

Pemisahan PS Auxiliary dengan PS common untuk memudahkan monitoring dan Pengendalian - Identifikasi titik-titik pemasangan kWh Meter Common - Pemasangan kWh Meter common(Bengkel, Gudang, dll) berdasarkan hasil Identifikasi - Pemasangan kWh Meter tersendiri untuk Mesin pembuat Filter - Pengantian exhaust fan building dengan ventilator Memindahkan breaker Pemakaian Auxiliarry(pada GT yang sedang inspection) ke GT yang sedang operasi

TARGET

Penghematan 67, 5 MWh

-

Har Listrik Operasi

Operasi Humas

Har Listrik Menurunkan kWh untuk SFC 2005 dst

Inprogess

Operasi & Har

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

Action Plan Kampanye Hemat Energy • Optimalisasi lampu penerangan unit • Mematikan komputer saat meninggalkan ruangan • Mematikan lampu dan AC(split) saat meninggalkan ruangan(pulang) • Mengoptimalkan pencahayaan dengan merapikan • konfigurasi lampu penerangan.

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI

LOKASI PEMASANGAN KWH METER • • • • • • • • • • • •

Bengkel PLTGU (Listrik,Mekanik,I/C), Koperasi dan Kantin Gedung 1 Gedung 6 Gudang 1 s.d 6 Laboratorium Bechtel Bengkel Listrik dan Mekanik PLTG Bengkel Permesinan Pabrik Filter Wisma UBP-Priok Westinghouse BBA

PENGENDALIAN PEMAKAIAN SENDIRI RENCANA PEMASANGAN KWH METER UNTUK PROSES MONITORING DAN PENGENDALIAN PS

MENGHILANGKAN DERATING

MENGHILANGKAN DERATING

PROGRAM KERJA TAHUN 2005 NO

1

2

PROGRAM

URAIAN

DP Filter

- Penggantian filter pada DP= 4,5

- GT 12 (DP = 4,5)

- Buffer stok 1 set di gudang

- GT 23 (DP = 4,5)

- Produksi filter

Kebocoran HRSG

- Penggantian tube HP dan LP

- HRSG 11 - HRSG 21

EXECUTOR

MOPN

BUDGETING

RKA 2005

Anggaran Periodik

MHAR

Anggaran khusus tahun 2005

MHAR

Anggaran investasi tahun 2005

MHAR

Anggaran periodik tahun 2005

evaporator (elbow) - Mengikuti jadwal C-Insp GT

- HRSG 23

3

Rewinding Generator

- GT 23

- Full Out generator, penggantian

belitan stator generator - Dijadwalkan pada C-Inps GT 23 3 Jun - 6 Agust 2005

4

Inner Liner Ruang bakar

- Penggantian dengan New OEM

- GT 21

- Dijadwalkan pada C-Inps GT 21

- GT 23

dan GT 23

MENGHILANGKAN DERATING

TREND KENAIKAN DP AIR INTAKE UNTUK ZERO FAILURE DUE TO DP FILTER AND DERATING 135

6,8



6,4 6

130



5,6 5,2 125

4,8



4

120 MW

3,6 3,2 115

InchH2O

4,4

2,8 2,4



2

110

1,6 1,2 105



0,8

Data Ke :

31

32

29

30

27

28

25

26

23

24

21

22

19

20

17

18

15

16

13

14

11

12

9

10

7

8

5

6

3

4

1

100

2

0,4 0 MW DP

DP = 4,8 Inch H2O tercapai pada OH = 7000 Jam (9,7 Bulan). Penggantian Filter dilakukan pada OH = 8280 Jam (11,5 Bulan) Analisa terhadap Trend DP, bahwa jika DP telah mencapai 4,8 Inch H2O maka gradien kenaikan DP menjadi sangat besar, yang akan mengakibatkan unit tidak bisa dibebani maksimum (alarm DP tercapai pada 6,5 Inch H2O) Membatasi operasi filter pada DP < 4,8 Inch H2O, untuk menghindarkan unit derating dari DP tinggi Managemen UBP Priok menetapkan DP Optimal pada 4,5 Inch H2O

MENGHILANGKAN DERATING

Financial Analysis a. Kerugian akibat derating Jika unit mengalami derating 10 MW selama beban peak(7 jam), maka rata-rata kerugian produksi kWh GT sebesar = 10 MW x 7 jam x 55 hari x 1000 = 3.850.000 kWh. Jika unit beroperasi combine cycle, maka kerugian produksi adalah = 5.775.000 kWh Jika harga listrik per kWh adalah 300 Rp/kWh, maka kerugian akibat derating adalah = Rp. 1.732.500.000

b. Selisih biaya pembelian Filter Penggantian Filter (before) setelah OH 8280 jam (11,5 bulan) Penggantian Filter pada saat DP 4,8”H2O setelah OH 7000 jam (9,7 bulan) Harga Filter(Euro) total = Rp. 506.000.000 Maka tambahan biaya bila penggantian Filter pada saat DP mencapai 4,8”H2O adalah sebesar = 506.000.000 X ( 1 - 9,7 / 11,5 ) = Rp.79.307.687 Jika penggantian Filter dilakukan pada saat shutdown, dan rata-rata memakan waktu 8 jam, maka kerugian akibat tidak berproduksi sebesar = 150 MW x 8 jam x 300 Rp/kWh x 1000 = Rp.360.000.000

MENGHILANGKAN DERATING

Financial Analysis c. Tambahan biaya bongkar pasang filter Biaya bongkar pasang filter = Rp. 14.156.560,Tambahan biaya bila penggantian filter dimajukan dari 11,5 bulan ke 9,7 bulan adalah = Rp. 14.156.560,- ( 1- 9,7/11,5 ) = Rp. 2.215.809,-

d. Net Saving

= Penghematan dari derating – (selisih biaya filter + kerugian saat penggantian filter + biaya bongkar pasang filter) = Rp. 1.732.500.000 – (Rp.79.307.687 + Rp.360.000.000+ Rp.2.215.809) = Rp. 1.290.976.504,-

e. Kesimpulan DENGAN MEMAJUKAN PENGGANTIAN FILTER SATU BULAN DARI KONDISI SEBELUMNYA (DP 7,6”H2O) MENJADI PADA SAAT (DP 4,5 “H2O), AKAN MENDAPATKAN NET SAVING SEBESAR = Rp.1.290.976.504 (SATU UNIT GT) = Rp. 7.745.859.024,- (ENAM UNIT GT

MENGHILANGKAN DERATING

ILUSTRASI KERUGIAN AKIBAT HRSG BOCOR SELAMA 1 HARI • Load 1 GT = 130 MW Pada saat HRSG Bocor, GT beroperasi Open Cycle. • Kehilangan Kapasitas Steam Turbine = 0,47 x Load GT = 65 MW • Dalam 1 hari, kerugian yang dialami : = 65 MW x 1000 x 24 Jam x Rp. 300,-/KWh = Rp. 468.000.000,-

MENGHILANGKAN DERATING

REWINDING GENERATOR GT 23

MENGHILANGKAN DERATING

DERATING AKIBAT PENURUNAN KAPASITAS GENERATOR SEBESAR 15 MW

 



Derating GT = 15 MW Total Derating Combine Cycle = 15 x 1,5 MW = 22,5 MW Dalam 1 hari, kerugian yang dialami sebesar : = 22,5 MW x 1000 x 24 Jam x Rp. 300,-/KWh = Rp. 162.000.000,-

MENGHILANGKAN DERATING

PENGGANTIAN INNER LINER GT 21 & GT 23

MENGHILANGKAN DERATING

PENGGANTIAN TUBE CONDENSOR ST 14 DAN 24

TREND EFISIENSI GT 13 Sebelum C-Inspection 34 32

Sesudah C-Inspection

28 26

34

24

32

22

30

20

28

18 30

38

46

54

62

70

78

86

94

Load (mW)

102

110

118

126

134

EFF (%)

EFF (%)

30

26 24 22

Insp dilakukan pada tanggal 27 Sept s.d 1 Des 2004

20 18 30

38

46

54

62

70

78

86

Load (mW)

94

102

110

118

126

134

TREND EFISIENSI GT 22 Sebelum B-Inspection 36 34 32

Sesudah B-Inspection 36

28 34

26 24

32

22

30

20

28

EFF (%)

EFF (%)

30

18 30

38

46

54

62

70

78

86

94

102

110

118

126

26

134 24

Load (mW) 22 20

Insp dilakukan pada tanggal 27 Nop s.d 6 Des 2004

18 30

38

46

54

62

70

78

86

Load (MW )

94

102

110

118

126

134

HYDROCARBON ANALYSIS OF GAS PERFORMANCE TEST GT 12 ( JANUARY 22, 94) No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Component Hydrogen Sulfida Carbon Dioxide Nitrogen N2 Methane C1 Ethane C2 Propane C3 Iso-Butane N-Butane Iso-Pentane N-Pentane Hexanes Heptanes plus Total

13 Gas Gravity (air = 1000) Net Heating Value 14 kJ/cubic meter of dry gas at 1013mBar, 15oC Gross Heating Value 14 kJ/cubic meter of dry gas at 1013mBar, 15oC

Mol % 0 0,51 1,75 95,58 2,08 0,07 0,01 0 0 0 0 0 100

GPM

TAHUN 2001

TAHUN 2004

TAHUN 2005

Mol %

Mol %

Mol %

4,18 1,73 83,19 4,51 4,28 0,72 0,81 0,23 0,15 0,00 0,18 100

3,61 1,53 84,91 3,50 3,92 0,78 0,91 0,32 0,21 0,00 0,30 100

4,75 1,44 84,38 3,44 3,63 0,74 0,87 0,30 0,20 0,00 0,26 100

0,701

0,695

0,699

0

0,556 0,019 0,003 0 0 0 0 0 0,578 0,577 33700

37406

Plant Heat Consumption

 Plant Performance Characteristic  Plant Loading  Plant Operation Mode  Plant Stopping/starting Numbers

Plant Performance Characteristic

 Turbine Heat Rate Characteristic  Boiler Efficiency Characteristic  Sundry Losses  Plant Works Power Characteristic

Dis-advantages of Unit Shutdown

Does not produce electricity Consumed electric power during shutdown, stand by and restart up Consumed heat to recover unit condition into operation Loss availability (related to Fixed Payment)

Plant Start Up & Testing Boiler Start Up Heat Consumption • Boiler Cold Start • Boiler Warm Start • Boiler Hot Start

Turbine Start Up Heat Consumption • Turbine Cold Start • Turbine Warm Start • Turbine Hot Start Up

Plant Stand By and Testing Heat Consumption

Start Up Cost (PPA

version)

Fuel Oil Cost • • • •

Higher Price (0,22 USD per lt or Rp. 52 per MJ) Cold Start Oil Consumption 70.9 kls Warm Start Oil Consumption 21,5 kls Hot Start Up Oil Consumption 0 kls

Coal Cost • • • •

Lower Price (0,036 USD per kg or Rp. 15 per MJ) Cold Start Coal Consumption 43.25 tonnes Warm Start Coal Consumption 86.5 tonnes Hot Start Up Coal Consumption 87.0 tonnes

Power Consumption • Cold Start kWh Consumption 105.445 MWh’s • Warm Start kWh Consumption 29.562 MWh’s • Hot Start Up kWh Consumption 18.474 MWh’s

Unit Start Up Criteria (PPA version) Descriptions

Cold Start Up

Warm Start Up

Hot Start Up

Shutdown time

> 48 hours

8 – 48 hours

< 8 hours

Start to synchronous speed Synch. Speed to full load Maximum Number in 30 years Maximum Number in a year

3 hours

1.0 hour

0.5 hour

4 hours

2.5 hours

1.0 hour

80 times

520 times

1600 times

3 times

18 times

54 times

Start Up Heat Versus Shutdown Time (empirical version)

6000

Heat Consumption in GJ

5000 4000 3000 2000 1000 0 0

10

20

30

40

Shutdown Time in hours

50

60

70

Off Load Works Power Versus Shutdown Time (empirical version) Off Load Power Consumption Factor

2 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0

10

20

30

40

Shutdown Time in hours

50

60

70