tugas proteksi

1.1 Latar Belakang

Praktek Kerja Lapangan adalah salah satu tugas yang merupakan mata kuliah wajib di

Jurusan Teknik Elektro, Program Studi Elektronika Politeknik Negeri Padang/Politeknik

Universitas Andalas.

Pelaksanaan Praktek Kerja Lapangan dapat dilakukan di perusahaan–perusahaan

Swasta maupun BUMN, dimana hasil dari praktek kerja lapangan tersebut dapat

mengembangkan ilmu yang telah di dapat di Politeknik Negeri Padang.

Praktek kerja lapangan ini bertujuan untuk memberikan wawasan pemikiran dan

cakrawala pengalaman baru kepada mahasiswa guna memadukan ilmu atau teori yang

diperoleh dibangku kuliah ke aplikasi nyata dalam bentuk kerja praktek. Selain itu,kerja praktek

bertujuan untuk melengkapi pengetahuan mahasiswa mengenai banyak hal yang tidak diperoleh

di bangku kuliah.

Praktek kerja lapangan dapat dilaksanakan selama kurang lebih 1 bulan, dan pada

akhirnya mahasiawa di wajibkan membuat dan menyerahkan laporan prakteknya kepada

perusahaan yang bersangkutan dan universitas. Dalam hal ini penulis mengambil topik tentang”

Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas ”. Penulis memilih judul tersebut karena pada

pengoperasian unit PLTGU sistim tersebut sangat berperan penting dalam pengoperasian suatu

unit dari PLTGU .

1.2 Tujuan Praktek Kerja Lapangan

Kerja Praktek ini dilakukan untuk memenuhi salah satu persyaratan kurikulum serta

syarat kelulusan mahasiswa pada Jurusan Elektronika Politeknik Negeri Padang yang bertujuan

untuk:

Melihat dan membandingkan Hal-hal yang telah diterima dibangku kuliah dengan aplikasi yang

ada di lapangan.

Mampu menganalisa dan memecahkan permasalahan yang timbul dilapangan / industry dengan

pendekatan teoritis.

Menambah wawasan dan pengetahuan teknologi secara umum dan teknologi kendali secara

khusus di bidang industri.

Menghasilkan lulusan yang cekatan dan terampil, mampu mengerti dan memahami tentang dunia

kerja.

Selain tujuan diatas, juga terdapat tujuan khusus dari praktek kerja lapangan ini yaitu :

Sebagai studi tentang sistim kontrol pada gas turbine (GT)

Agar mahasiswa memahami fungsi dan prinsip dari sistim kontrol tersebut.

1.3 Batasan Masalah

Dalam penulisan laporan praktek kerja lapangan ini penulis akan mengetengahkan

mengenai system bahan bakar gas pada Turbin Gas. Dan dalam pembatasan ini penulis hanya

akan membatasi pada system kontrol dari system bahan bakar gas pada Turbin Gas.

1.4 Metode Pengumpulan Data

Metode yang digunakan dalam melakukan Praktek Kerja Lapangan ini adalah metode

pengumpulan data secara literatur.

Dalam pembuatan laporan, penulis mengumpulkan data-data umum dengan beberapa

cara, yaitu :

Orientasi lapangan, penulis mempelajari dan mencatat cara kerja objek secara langsung

dilapangan.

Studi Literatur, penulis mengumpulkan data melalui buku-buku penunjang dan data sheet yang

berhubungan dengan peralatan tersebut.

Diskusi dengan pembimbing dan tim Instrumen

1.5 Waktu Dan Tempat Pelaksanaan

Kerja praktek dilaksanakan selama 1 bulan mulai dari tanggal 20 Februari 2012 sampai

dengan 20 Maret 2012di PT. Indonesia Power UBP Priok.

1.6 Sistematika Penulisan

Untuk memberikan gambaran yang jelas mengenai laporan ini, maka penulis menyusun sistematika penulisan sebagai berikut:

BAB I. PENDAHULUAN

Bab ini berisi tentang latar belakang, batasan masalah, tujuan penulisan,waktu dan tempat pelaksanaan, metode penulisan dan sistematika penulisan.

BAB II. TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

Bab ini berisikan tentang sejarah umum perusahaan, prinsip, visi, misi, tujuan, dan motto

perusahaan, struktur organisasi dan aktivitas PT. Indonesia Power .

BAB III. Pengenalan Sistem Pembangkit UBP Priok

Bab ini berisikan tentang mengenai proses kerja dan proses pembangkitan listrik pada

PLTGU yang terdapat di UBP Priok.

BAB IV. Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas

Bab ini berisi tentang Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas.BAB V. KESIMPULAN DAN SARAN

Bab ini berisi tentang kesimpulan dari hasil pengolahan data, dan berisi saran-saran

yang penulis coba kemukakan.

BAB IITINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

2.1 Profil Umum Indonesia Power

Pada awal 1990-an, pemerintah Indonesia mempertimbangkan perlunya

deregulasi pada sektor ketenagalistrikan. Langkah ke arah deregulasi tersebut diawali dengan

berdirinya Paiton Swasta I, yang dipertegas dengan dikeluarkannya Keputusan Presiden No. 37

Tahun 1992 tentang pemanfaatan sumber dana swasta melalui pembangkit-pembangkit listrik

swasta. Kemudian, pada akhir 1993, Menteri Pertambangan dan Energi ( MPE ) menerbitkan

kerangka dasar kebijakan ( Sasaran & Kebijakan Pengembangan Sub sektor ketenagalistrikan )

yang merupakan pedoman jangka panjang restrukturisasi sektor ketenagalistrikan.

Sebagai penerapan tahap awal, pada 1994 PLN diubah statusnya dari Perum menjadi

Persero. Setahun kemudian, tepatnya pada 3 Oktober 1995, PT PLN (Persero) membentuk dua

anak perusahaan, yang tujuannya untuk memisahkan misi sosial dan misi komersial yang

diemban oleh Badan Usaha Milik Negara tersebut. Salah satu dari anak perusahaan itu adalah

PT Pembangkitan Tenaga Listrik Jawa-Bali I, atau lebih dikenal dengan nama PLN PJB I. Anak

perusahaan ini ditujukan untuk menjalankan usaha komersial pada bidang pembangkitan tenaga

listrik dan usaha-usaha lain yang terkait.

Pada 3 oktober 2000, bertepatan dengan ulang tahunnya yang kelima, Manajemen

Perusahaan secara resmi mengumumkan perubahan nama PLN PJB I menjadi PT Indonesia

Power. Perubahan nama ini merupakan upaya untuk menyikapi persaingan yang semakin ketat

dalam bisnis ketenagalistrikan dan sebagai persiapan untuk privatisasi Perusahaan yang akan

dilaksanakan dalam waktu dekat.

Walaupun sebagai perusahaan komersial di bidang pembangkitan baru didirikan pada

pertengahan 1990-an, Indonesia Power mewarisi berbagai sejumlah aset berupa pembangkit

dan fasilitas-fasilitas pendukungnya.Pembangkit-pembangkit tersebut memanfaatkan teknologi

modern berbasis komputer dengan menggunakan beragam energi primer seperti air, batubara,

panas bumi dan sebagainya. Namun demikian, dari pembangkit-pembangkit tersebut, terdapat

pula beberapa pembangkit paling tua di Indonesia seperti PLTA Plengan, PLTA Ubrug, PLTA

Ketenger dan sejumlah PLTA lainnya yang dibangun pada tahun 1920-an dan sampai sekarang

masih beroperasi. Dari sini, dapat dipandang bahwa secara kesejarahan pada dasarnya usia PT

Indonesia Power sama dengan keberadaan listrik di Indonesia.

Gambar 2.1 Unit Pembangkitan Indonesia Power

Pembangkit-pembangkit yang dimiliki oleh Indonesia Power dikelola dan dioperasikan

oleh 8 (delapan) Unit Bisnis Pembangkitan: Priok, Suralaya, Saguling, Kamojang, Mrica,

Semarang, Perak & Grati dan Bali. Secara keseluruhan, Indonesia Power memiliki daya mampu

sebesar 7.332 MW. Ini merupakan daya mampu terbesar yang dimiliki oleh sebuah perusahaan

pembangkitan di Indonesia.

2.2 Gambaran Umum UBP Priok

Unit Bisnis Pembangkitan Priok ini menempati areal seluas 28 ha di tepi pantai jakarta

utara, mengelola sejumlah pusat listrik tenaga thermal yang menggunakan bahan bakar gas

alam, minyak residu (MFO) dan minyak solar (HSD) dengan kapasitas terpasang sebesar

1.455,68 MW.

Gambar 2.2 Unit Bisnis Pembangkitan PriokMesin Daya Merek TahunPembangkit Terpasang Turbin Oprasi

PLTU 3 50 MW Mitshubishi 1972

PLTU 4 50 MW Mitshubishi 1972

PLTG 1 26 MW WH 1976

PLTG 2 26 MW WH 1976

PLTG 3 48,8 MW GE 1977

PLTG 4 48,8 MW GE 1977

PLTGU GT 1-1 130 MW ABB 1993



PLTGU ST 1-0 200 MW ABB 1994




PLTGU ST 2-0 200 MW ABB 1994

PLTD 1 2,25 MW MAN 1961

PLTD 2 3,00 MW RUSTON 1990

PLTD 3 2,52 MW MAN 1961

PLTD 4 2,52 MW MAN 1961

PLTD 5 2,52 MW MAN 1961

PLTD 6 3,00 MW RUSTON 1990

Unit Bisnis Pembangkitan Priok merupakan salah satu Unit Bisnis Pembangkitan besar

yang dimiliki oleh PT. Indonesia Power. Saat ini terpasang 16 unit pembangkit terdiri dari dua

unit PLTG siklus terbuka, enam unit PLTD, dua blok PLTGU yang setiap bloknya terdiri dari 3

unit turbin gas dan 1 unit PLTU.

Pertengahan tahun 1960, dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Jakarta

khususnya dan Jawa Barat pada umumnya, maka PLN Eksploitasi XIII membangun PLTU

konvensional 1 dan 2. Namun pada tahun 1989, dengan

mempertimbangkan berbagai faktor maka PLTU 1 dan 2 tersebut tidak dioperasikan lagi.

Pesatnya pembangunan di segala bidang khususnya industri maka di tahun 1972

dibangun 2 unit PLTU 3 dan 4. Setelah sekian lama dioperasikan, unit ini pada kondisi Reserve

Shut Down.

Berikutnya dibangun PLTG John Brown, kini dipergunakan oleh PLTA Suralaya untuk

unit Black Start, lalu dibangun lagi 2 unit PLTG Westing House dan GE 4, 5, 6, 7. Saat ini PUB 6

direlokasi ke PLN wilayah Sumatera bagian selatan yang letaknya di daerah Indragiri

Palembang, sebagai pengelola PT. Cogindo anak perusahaan PT. Indonesia Power, sedangkan

unit 7 Draw Back to GE. Unit 4 dan 5 direlokasi ke Bali menjadi PLTGU Pemaron.

Hal penting yang harus diketahui adalah terdapatnya 2 unit PLTG yaitu PLTG 1 dan

PLTG 3 yang dapat dihidupkan tanpa menggunakan energi listrik dari luar ( Black Start ),

apabila terjadi pemadaman total ( Black Out ). Energi listrik yang dihasilkan dapat dipergunakan

untuk menghidupkan unit pembangkit lainnya, kemampuan ini sangat menunjang dalam rangka

pemulihan kembali sistem kelistrikan Jawa - Bali. Karena fungsinya yang sangat vital, kedua unit

ini tidak dioperasikan setiap hari.

Selain kedua unit PLTG tersebut, Unit Pembangkitan Priok juga mengelola 6 unit PLTD

Senayan beroperasi tahun 1961. PLTD Senayan Kebayoran, melalui feeder Vip hingga saat ini

memasok kebutuhan energi listrik ke gedung MPR, Gelora Bung Karno dan TVRI.

Tanggal 25 Maret 1992, PLN menyertakan Internasional Konsorsium ABB dan Marubeni

untuk membangun 2 blok. Dengan menggunakan kabel bawah tanah, listrik sebesar 150 KV

disalurkan ke GI Plumpang dan GI Ancol. Selain itu listrik juga dialirkan melalui saluran udara

tegangan tinggi (SUTT) 150

KV ke Kemayoran I/II, dan Plumpang I/II. Setelah PLTGU Priok sempurna untuk dioperasikan

maka dilakukan sinkronisasi ke sistem kelistrikan Jawa-Bali.

Sampai saat ini, kemampuan Sumber Daya Manusia yang dimiliki Unit Pembangkitan

Priok merupakan aset yang tak ternilai. Selain memiliki SDM profesional yang ahli di bidangnya,

pihak manajemen juga berhasil mengelola perusahaan dengan baik. Terbukti dengan

berhasilnya mendapat sertifikat ISO 9002, ISO 14001 dan SMK 3 dan ISO 9001 versi 2000.

2.3 Stuktur Organisasi

UBP Priok dipimpin oleh seorang General Manager yang dibantu oleh enam orang

Manageryang bertaggung jawab pada bidangnya masing-masing dan seorang Supervisor Senior

untuk menangani PLTD Senayan.

Keenam manager tersebt adalah:

1. Manager Operasi dan Niaga

2. Manager Pemeliharaan

3. Manager Logistik

4. Manager SIS dan Keuangan

5. Manager SDM dan Humas

6. Manager Engineering dan Manajeman Aset(MEMA)

Masing –masing manager bidang dibantu oleh beberapa Supervisor Senior yang bertanggung

jawab pada unit masing-masing.

2.4 Makna Bentuk dan Warna Logo

Logo PT Indonesi Power adalah sebagai berikut:

Gambar 2.3 Logo PT.Indonesia Power

Makna bentuk dan warna logo perusahaan PT. Indonesia Power merupakan cerminan

identitas dan lingkup usaha yang dimilikinya.

Secara keseluruhan nama Indonesi Power merupakan nama yang kuat untuk

melambangkan lingkup usaha perusahaan sebagai power utilty company di Indonesia.

Walaupun bukan merupakan satu-satunya power utility company di Indonesia, namun karena

perusahaan memiliki kapasitas terbesar di Indonesia bahkan di kawasannya, maka nama

Indonesia Power dapat dijadikan brand name.

Bentuk

Karena nama yang kuat INDONESIA dan POWER ditampilkan dengan menggunakan jenis huruf

(font) yang tegas dan kuat, yaitu futura book/regular dan futura bold.

Aplikasi bentuk kilatan petir pada huruf “O” melambangkan tenaga listrik yang merupakan

lingkup usaha utama perusahaan.

Titik atau bulatan merah (red dot) di ujung kilatan petir merupakan simbol perusahaan yang telah

digunakan sejak masih bernama PT PLN PJB I. Titik ini merupakan simbol yang digunakan di

sebagian besar materi komunikasi perusahaan. Dengan simbol yang kecil ini diharapkan

identitas perusahaan dapat langsung terwakili.

Warna

1. Merah

Diaplikasikan pada kata INDONESIA, menunjukkan identitas yang kuat dan kokoh sebagai

pemilik sumber daya untuk memproduksi tenaga listrik, guna dimanfaatkan di Indonesia, dan

juga di luar negeri.

2. Biru

Diaplikasikan pada kata POWER. Pada dasarnya warna biru menggambarkan sifat pintar dan

bijaksana. Dengan aplikasi pada kata power, maka warna ini menunjukkan produksi tenaga

listrik yang dihasilkan perusahaan memiliki ciri-ciri:

o Berteknologi tinggi

o Efisien

o Aman

o Ramah lingkungan

2.5 Paradigma, Visi, dan Misi, Tujuan, Motto Indonesia Power

Dalam melaksanakan operasionalnya, PT. Indonesia Power memegang teguh

disiplin kerja dan etika kerja yang mempengaruhi terhadap motivasi dan kinerja karyawan,

sehingga mampu melaksanakan produksi dan operasi dengan baik. Visi, Misi dan Tujuan PT.

Indonesia Power adalah :

Paradigma:

”Hari ini lebih baik dari hari kemarin, hari esok lebih baik dari hari ini”.

Visi:

” Menjadi Perusahaan Publik dengan Kinerja kelas Dunia dan bersahabat dengan

Lingkungan ”.

Misi :

“ Melakukan usaha dalam bidang ketenagalistrikan dan mengembangkan usaha-usaha

lainnya yang berkaitan, berdasarkan kaidah industri dan niaga yang sehat, guna menjamin

keberadaan dan pengembangan perusahaan dalam jangka panjang “.

Tujuan:

Menciptakan mekanisme peningkatan efisiensi yang terus-menerus dalam penggunaan sumber

daya perusahaan.

Meningkatkan pertumbuhan perusahaan secara berkesinambungan dengan bertumpu pada usaha

penyediaan tenaga listrik dan sarana penunjang yang berorientasi pada permintaan pasar yang

berwawasan lingkungan.

Menciptakan kemampuan dan peluang untuk memperoleh pendanaan dari berbagai sumber yang

saling menguntungkan.

Mengoperasikan pembangkit tenaga listrik secara kompetitif serta mencapai standar kelas dunia

dalam hal keamanan, keandalan, efisiensi maupun kelestarian lingkungan.

Mengembangkan budaya perusahaan yang sehat diatas saling menghargai antar karyawan dan

mitra kerja, serta mendorong terus kekokohan integritas pribadi dan profesionalisme.

Motto:

”Bersama.......kita maju”.

BAB IIIPENGENALAN SISTEM PEMBANGKIT

UBP PRIOK

3.1 Bagian – Bagian Utama Pada PLTGU Combined Cycle

PLTGU combined Cycle merupakan pusat pembangkit kombinasi gas dan uap dimana

pada pembangkit ini terdiri dari rangkaian sistem PLTG dan PLTU yang saling dikombinasikan.

Proses produksi pada unit pembangkit listrik tenaga uap dan gas mempunyai beberapa

tahap yang menghasilkan energi listrik yang berasal dari suatu proses dimana proses tersebut

memanfaatkan suatu tahapan – tahapan yang sangat mempengaruhi kegiatan sistem produksi

tersebut dan dikontrol dari ruang pusat kontrol dengan menggunakan sebuah perangkat lunak

buatan ABB(Asea Brown Boveri). Proses produksi ini secara gambaran umum dapat terlihat

seperti gambar proses dibawah ini .

Listrik Energi mekanik Energi kalor Energi Potensial

Energi mekanik

Listrik

Gambar 3.1 Sistem produksi PLTGU

Dari gambar diatas dapat terlihat bahwa proses ini memanfaatkan listrik untuk dijadikan

menjadi energi mekanik dan mekanik tersebut dimanfaatkan sehingga menghasilkan energi

potensial dimana energi potensial ini diubah menjadi energi mekanik sehingga hasilnya akan

berupa suatu energi listrik.

Pada pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap ( PLTGU ) mempunyai empat komponen

utama, yaitu :

3.1.1. Turbin dan Generator Gas dan Uap

Konstruksi utama dari turbin gas seperti yang terlihat pada gambar terdiri dari kompresor

dan turbin yang berada pada rotor yang sama (single shaft) yang ditumpu oleh konstruksi

baja. Pada PLTGU UBP Priok gas turbine yang digunakan ialah gas turbin ABB type 13 E

dengan daya terpasang 130 MW. Gas turbine ini ialah gas turbine dengan single Burner dan

single Combustor. Bahan bakar utama yang digunakan ialah gas dan untuk cadangan

digunakan HSD. Gas Turbin ini menghasilkan suhu exhaust (keluaran) dengan kisaran suhu

antara 480°C s/d 535°C , dimana suhu ini dimanfaatkan untuk memanaskan HRSG(Heat

Recovery Steam Generator).

Sistem sudu – sudu turbin gas terdiri dari sudu pengarah yang ditempatkan di dalam

rumah turbin atau penyangga sudu penyerah dan sudu jalan.

Untuk memutar kompresor, kecepatan turbin gas dibuat lebih tinggi, supaya diameternya

bisa dibuat lebih kecil dan sudu – sudunya bisa dibuat lebih panjang.

Daya yang dihasilkan turbin dapat diperhitungkan dengan menggunakan persamaan:

di mana: PT = daya yang dihasilkan turbin keseluruhan (kW)

PV = daya yang diperlukan untuk menggerakkan kompresor (kW)

PN = daya efektif yang keluar untuk memutar mesin (kW)

Biasanya daya efektif pada turbin gas sudah diketahui karena ukuran turbin gas

ditentukan oleh daya yang berguna. Daya yang dihasilkan turbin gas harus dibagi sebagian

untuk menggerakkan kompresor udara dan sebagian lagi untuk menggerakkan generator listrik.

Spesifikasi dari Turbin Gas ABB GT 13E :

a. Turbin Gas

Pabrik : Asia Brown Boveri (ABB)

Jumlah sudu : 5 (lima) tingkat

Kompresor : 21 (duapuluh satu) tingkat

Model : GT-13E SBK

Kapasitas : 140.830 KW

Putaran : 3000 rpm

Suhu Uap Masuk : Beban dasar : 1070 oC

Beban puncak : 1115 oC

Suhu Gas Buang : Beban dasar : 527 oC

Beban puncak : 554 oC

Bahan Bakar : Minyak HSD : 30,426 ton/jam/unit

Gas Propane : 9,2 kg/sec/0,011 MMBTU/kWh

Temperatur : Udara masuk : 30 oC

Gas buang : 554 oC

Tahun Pembuatan : 1992

b. Generator

Pabrik : ABB GT

Type : WY Z1L-097LLT

Phasa : 3 (tiga)

Frekuensi : 50 Hz

Faktor Daya : 0,8 (lagging)

Tegangan : 15,750 kV

Putaran : 3000 rpm

Kapasitas : 210.999 kVA

Massa : 2,72 Ton

J : 5,72 Ton m2

Stator : U = 15.750 V I = 7698 Amp CLB (IEC)

Rotor : U = 310 V I = 1473 Amp

Insulation Class : F-stator


c. Turbin Uap

Pabrik : ABB

Type : DKZ-Z-2094

Serial : I-36021

Putaran : 3000 rpm

Kapasitas : 199.600 kW

Jumlah Sudu : 30 (tigapuluh) tingkat

Temperatur : 479 oC

Tekanan : 60 bar


Gambar 3.2 – Turbin Uap pada PLTGU Priok

d. Generator

Pabrik : ABB GT

Type : WY-Z1L-100LLT

Serial : HM 300792

Fasa : 3 (tiga) Y

Frekuensi : 50 Hz

Faktor Daya : 0,9

Tegangan : 18.000 kV

Putaran : 3000 rpm

Kapasitas Daya : 236.000 kVA

Nominal Output : 223.000 kVA

Arus : 7153 Amp

Insulation Class : F-stator


3.1.2 HRSG ( Heat Recovery Steam Generator )

Heat Recovery Steam Generator (HRSG) merupakan peralatan yang berfungsi

untuk mengubah air menjadi uap pada temperatur dan tekanan tertentu dengan memanfaatkan

energi kalor dari gas buang dari Gas Turbin Generator (GTG) yang masih tinggi dengan

temperature ± 550 C. Peralatan ini terdapat pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap

(PLTGU) yang menggunakan siklus kombinasi (Combined Cycle). HRSG bertujuan untuk

memanfaatkan panas dari aliran gas panas. HRSG memproduksi uap untuk menggerakkan

steam turbin.

Gambar 3.3 HRSG

Prinsip kerja HRSG, dapat dilihat pada diagram siklus rankine dibawah ini.

Gambar 3.4 Diagram siklus Rankine

- Aliran fluida air pada titik 1 – 4 terjadi pada fluida air yang dipompa kedalam HRSG .

- Aliran fluida air pada titik 1 – 2 terjadi pemanasan air menjadi fasa uap basah didalam HRSG .

- Aliran fluida uap pada 2 – 3’ terjadi penyerahan uap kering dari HRSG ke STG .

HRSG memiliki dua tekanan kerja yaitu tekanan rendah LP system dan tekanan

tinggi HP system . Adapun proses pembentukan uap pada sisi tekanan rendah (LP) maupun

tekanan tinggi (HP) dibagi dalam tiga (3) proses yaitu:

1). Proses pada Economizer

Proses yang terjadi disini adalah proses menaikan temperature air make up atau kondensat

sebagai pemanasan awal .

2). Proses pada Evaporator

Proses yang terjadi disini adalah proses menaikan tekanan dan temperatur air make up atau

kondensat yang disirkulasikan secara paksa melalui Economizer sehingga menjadi fasa uap

basah. Proses pada evaporator disebut juga perubahan fasa cair menjadi fasa uap basah .

3). Proses pada Superheater

Proses yang terjadi disini adalah pemanasan lanjut uap dari drum sampai menjadi uap kering

pada tekanan dan temperature tertentu untuk menggerakan STG . Superheater merupakan

proses perubahan fasa uap basah menjadi uap kering .

SISTEM HRSG

1. LP System

a. LP Economizer

Sebelum air make up atau kondensat masuk ke dalam LP drum, air make up atau

kondensat tersebut dipanaskan terlebih dahulu didalam LP Economizer melalui katup SGA

MBV*008 . Kebutuhan air didalam LP drum diatur level control melalui control valve SGA

ACV*001 dan ACV*002.

Jika unit GTG beroperasi dengan bahan bakar HSD maka pompa

kondensate recirculationdioperasikan untuk mensirkulasikan air make up atau kondensat untuk

menjaga temperatur keluar gas buang pada cerobong HRSG tidak berada di titik terjadinya

pengembunan sulfur. Temperatur air make up atau kondensat masuk dan keluar LP

Economizer diatur oleh control valve SGA ACV*003.

Gambar. 3.5 : Skematik diagram LP Economizer

b. LP Evaporator

Air make up atau kondensat yang keluar dari LP Economizer diteruskan ke LP

Drum melaluiDeaerator . Deaerator berfungsi untuk menghilangkan gas – gas yang tidak dapat

dikondensasikan yang mungkin terbawa di dalam air make up atau kondensat dan kemudian

dibuang ke udara luar.

Air make up atau kondensat dari LP drum kemudian disirkulasi secara paksa ke

dalam system evaporator oleh LP Circlulation Pump untuk dipanaskan lanjut sehingga terjadi

perubahan fasa cair menjadi fasa uap . LP drum berfungsi untuk menampung air make up atau

kondensat dan juga merupakan tempat untuk memisahkan fasa air dan fasa uap. Proses yang

terjadi disini adalah pembentukan uap basah .

Gambar3.6 : Skematik diagram LP Evaporator

c. LP Superheater

Uap basah yang keluar dari LP drum diteruskan kedalam system LP Superheater untuk

dipanaskan lanjut yang akan diteruskan ke STG.LP

Superheater

Flue Gas

LP Drum

LP Steam to STG

Gambar 3.7 : Skematik diagram LP Superheater

2. HP System

a. HP Economizer

Air make up atau kondensat dari LP drum dipompakan ke HP drum melalui system HP

Economizer menggunakan pompa HP Transfer Pump. Disini air make up atau kondensat

dipanaskan lagi sehingga temperaturenya naik . Aliran air make up atau kondensat yang masuk

ke HP drum diatur oleh control level melalui dua buah control valve SGA ACV*005 dan SGA

ACV*006.HP Economizer

Flue Gas

LP Drum via HP Transfer

pump

HP Drum

Gambar 3.8 Skematik diagram HP Economizer

b. HP Evaporator

Air make up atau kondensat yang telah dipanaskan di HP Economizer kemudian

diteruskan keHP drum. Air make up atau kondensat dalam HP drum kemudian disirkulasi secara

paksa oleh pompaHP Circulation Pump untuk proses fasa cair menjadi fasa uap basah.

Gambar 3.9 Skematik diagram HP Evaporator

c. HP Superheater

Uap basah dari HP drum kemudian diteruskan ke system HP Superheater 2 untuk

dipanaskan lanjut . Uap keluar dari HP Superheater 2 kemudian di spray untuk menjaga

temperature uap pada batas tertentu yang diijinkan yang diatur melalui control valve SGA

ACV*007 dengan menggunakan air dari pompa HP Transfer Pump. Kemudian dipanaskan lanjut

ke HP Superheater 1 untuk dipanaskan lanjut. Hasil uap keluar dari HP Superheater 1 kemudian

diteruskan STG .

HP Superheater

2

Flue Gas

HP Drum

HP Superheater

1

Spray

HP Steam to STG

Gambar 3.10 Skematik diagram HP Superheater

3.1.3. Auxiliary island / BOP ( balanced Of Plant )

Auxiliary island / BOP adalah komponen penunjang beroperasinya unit PLTGU. Auxiliary

island terdiri dari 6 komponen, antara lain :

Chlorination plant

Chlorination plant berfungsi untuk menghasilkan natrium hypochlorit ( NaOCl ). Natrium

hypochlorit digunakan untuk melemahkan biota-biota laut yang bisa menyebabkan terganggunya

fungsi kerja peralatan, terutama komponen peralatan yang kontak langsung dengan air laut.

Chlorination plant juga menghasilkan produk lain yaitu gas hidrogen. Pada chlorination plant, gas

hidrogen dibuang langsung keudara bebas.

Desalination plant

Desalination plant adalah suatu peralatan yang berfungsi mengolah air laut yang mempunyai

conductivity diatas 50.000 mhos/cm menjadi air tawar (fresh water) yang mempunyai

conductivity berkisar antara 10 mhos/cm sampai dengan 85 mhos/cm. Air hasil produksi

desalination plant digunakan untuk menyuplai water treatment plant, sealing pompa-pompa

tertentu dan sebagai suplai pompa pemadam kebakaran.

Water treatment plant / demineralization plant

Water treatment plant mempunyai fungsi merubah air tawar produksi desalination plant yang

mempunyai conductivity berkisar antara 10 mhos/cm sampai dengan 85 mhos/cm menjadi

air murni yang mempunyai conductivity ≤ 0.3 mhos/cm.

Air murni tersebut berfungsi sebagai air penambah sistem boiler, air

penambah CCW ( Closed Cooling Water ), dan sebagai sealing pompa-pompa tertentu.

Waste water treatment plant

Waste water treatment plant adalah suatu peralatan yang berfungsi untuk mengolah limbah cair

hasil produksi unit PLTGU sehingga layak untuk dikembalikan ke laut. Pengolahan tersebut

meliputi penetralan pH berkisar antara 6,5 sampai dengan 8.5, penurunan suhu sampai ≤ 38 oC,

dan suspended solid / kejernihan air harus bersih.

Peralatan udara tekan ( sistem udara instrumen dan sistem udara servis))

Peralatan udara tekan berfungsi menghasilkan udara bertekanan yang dipergunakan untuk

menyuplai sistem udara instrumen diunit pembangkit antara lain : HRSG, steam turbin, main

control building, water treatment plant, desalination plant, chlorination plant dan untuk menyuplai

udara servis diunit pembangkit antara lain : HRSG, steam turbin, gas turbin, fuel oil forwading

pump, fire fighting, chlorination plant, desalination plant, water treatment plant. Sistem udara

instrumen dilengkapi dengan alat pengering udara / air dryer sedangkan pada sistem udara

servis tidak. Udara untuk sistem udara instrumen dan udara servis dihasilkan oleh kompresor

yang ditampung didalam tanki udara instrumen dan tanki udara servis.

Pada sistem produksi PLTGU mempunyai 3 pola operasi turbin untuk menghasilkan daya

yang diinginkan dengan pola sebagai berikut :

1. Combined cycle : operasi normal dari CCPP yaitu Turbin Gas, HRSG dan Turbin Uap bersama-

sama secara normal.

2. Single cycle + Steam By Pass Operation : operasi abnormal dari CCPP yaitu tanpa turbin uap,

sedangkan turbin gas, HRSG dan siklus uap/air dan sistem air pendingin masih beroperasi.

3. Single cycle + Fuel Gas By Pass : hanya turbin gas saja yang beroperasi dan gas buangnya

dilewatkan ke by pass stack (Open Cycle).

Namun untuk memulai proses diatas maka dibutuhkan suatu tahapan – tahapan yang

akan membuat proses tersebut berjalan dimana proses tersebut berawal dari suatu proses

starting hingga proses pengereman seperti yang terlihat pada tampilan grafik berikut ini.

Desalination Plant Chlorination Plant

Waste Water Treatment Plant Water Treatment Plant

3.2 Prinsip Kerja Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Priok

Pada prinsipnya PLTGU adalah penggabungan PLTG dan PLTU, dengan memanfaatkan

energi panas yang terbuang dari hasil pembakaran pada PLTG untuk memanaskan air pada

HRSG (Heat Recovery Steam Generator) sehingga menghasilkan uap yang mampu

menggerakkan turbin. Siklus yang terjadi pada PLTGU merupakan siklus tertutup yang terdiri

dari siklus turbin gas dan siklus turbin uap. Dengan demikian energi dimanfaatkan secara

optimal.

Untuk mengaktifkan 1 unit PLTGU maka generator yang terdapat pada gas tubine akan

diubah menjadi sebuah motor dengan menggunakan sistem SFC(Static Frequency Converter)

dengan menggunakan thyristor (konverter tiga fasa), dimana thiyristor tersebut bekerja dengan

menggunakan prinsip trigger dari sebuah gerbang catu untuk bekerja dan setelah tegangan AC

dirubah menjadi tegangan DC maka arus DC tersebut dimanfaatkan sebagai pengeksitasi yang

terhubung ke bagian motor dari generator. Thyristor ini di gunakan karna dalam aplikasinya

thyristor ini bekerja hingga level daya 120 kW.

Gambar 3.3 Proses Penggerakan Motor Menggunakan Thyristor

Sehingga generator turbin berfungsi sebagai alat yang menggerakkan poros. Pada tahap

awal ini generator berfungsi untuk menggerakkan kompresor sehingga kompresor mampu

menghasilkan tekanan udara. Dengan tekanan yang besar, udara disalurkan ke dalam ruang

pembakaran ( Combustion Chamber ) bersama-sama dengan masuknya bahan bakar ( minyak

dan gas ) beserta udara lingkungan yang berasal dari lingkungan luar yang sudah difilter. Dari

proses pembakaran menghasilkan panas yang besar yang kemudian kalor ini berfungsi sebagai

penggerak turbin gas. Turbin gas akan menggantikan fungsi generator yang pertama kali

menggerakkan kompresor, dan akan menggerakkan generator tersebut sehingga generator

menghasilkan listrik.

3.2. Langkah – Langkah Pengoperasian PLTGU

Saat ini PLTGU Priok memiliki dua blok pembangkit. Setiap blok terdiri dari 3 unit PLTG

dan 1 unit PLTU.

Gambar 3.11 Proses Pembangkitan Listrik pada PLTGU Priok

3.2.1 Proses pada Turbin Gas (PLTG)

Bahan gas alam (natural gas) yang disupply dari ARCO Station (1) langsung dimasukkan

ke dalam ruang bakar/Combustion Chamber (2) bersama-sama dengan udara yang disupply dari

Main Compressor (4) setelah terlebih dahulu melalui saringan udara/Air Filter (5). Maka akan

menghasilkan gas panas yang selanjutnya akan dimasukkan langsung ke dalam Turbin Gas (3)

sedangkan gas bekas yang telah melalui turbin gas tadi, apabila tidak dipakai (open cycle) akan

langsung dibuang keluar melalui katup (8), tetapi bila dipakai lagi (closed cycle) akan

dimasukkan kembali melalui katup (9) ke dalam Heat Recovery Steam Generator HRSG (10)

3.2.2. Proses pada Turbin Uap (PLTU)

Air pengisi yang berada di dalam deaerator (11) akan dibagi dua yaitu melalui Low

Pressure Flow Water/LPFW (13) dan High Pressure FW/HPFW (12). Air pengisi yang dari HPFW

akan dimasukkan ke dalam HRSG setelah melalui pipa/saluran uap HP Admission Steam

diteruskan ke Turbin Uap High Pressure Turbine/HPT (15) yang sebelumnya terlebih dahulu

melalui Katup Uap Utama (14) dan setelah itu diteruskan lagi ke Low Pressure Turbine/LPT (16)

yang selanjutnya dikopling dengan Generator (17) untuk menghasilkan tenaga listrik melalui

Penghantar (18).

Uap bekas yang keluar dari LPT tadi akan dialirkan kembali ke dalam Condenser (19)

untuk diubah kembali menjadi air kondensat setelah dikondensasi oleh air pendingin/air laut. Air

kondensat selanjutnya akan dipompakan oleh Condensate Pump (20) untuk selanjutnya terus

dimasukkan ke dalam Feed Water Tank yang berada pada deaerator.

Air dari Condensate Pump tadi dicabang lagi ke dalam HP Bypass (21), uap diatur

dengan Katup uap tekanan tinggi (22), sedangkan cabang yang lain yaitu LP Bypass (23) uap

diatur dengan Katup uap tekanan rendah (24). Katup uap tekanan tinggi utama (25) digunakan

untuk mengatur jumlah uap tekanan tinggi masuk ke dalam turbin uap (HPT), sedangkan uap

tekanan tinggi yang dipakai untuk memanaskan deaerator diatur jumlahnya oleh Katup Uap (26).

3.2.3. Proses Penyaluran Tenaga Listrik

Tenaga listrik yang dikeluarkan dari Penghantar Listrik PLTG (17) bertegangan 15,75 kV

dan dari Penghantar Listrik PLTU (18) bertegangan 18 kV kemudian dinaikkan oleh Main

Transformer menjadi 150 kV untuk selanjutnya diinterkoneksi pada sistem jaringan Jawa-Bali

Secara spesifik, proses pembangkitan tegangan pada Gas Turbine Generator UBP Priok

dibagi dalam 25 langkah kerja. Generator PLTGU Priok memakai SFC sebagai penggerak mula,

dimana generator akan bekerja sebagai motor terlebih dahulu hingga gas turbin mencapai

kecepatan nominal 2800 rpm. Turbin berada dalam keadaan kerja autonom dimulai dari 700 rpm

hingga kemudian pada 2500 rpm, SFC dilepaskan dari sistem. Kemudian pada 2800 rpm, proses

eksitasi dimulai untuk kemudian generator mampu menghasilkan tegangan keluaran. Secara

lengkap langkah – langkah pembangkitan tegangan pada Gas Turbine Generator Priok adalah

sebagai berikut:

Step 1

1. Pengaktifan pasokan minyak pelumas

2. Pembukaan saluran pembuangan udara

3. Pemilihan bahan bakar diatur ke bahan bakar cair

Keterangan:

Pada langkah pertama, sistem pelumasan diaktifkan untuk melumasi area – area yang

melakukan gerak yaitu pada beberapa bagian turbin dan bantalan – bantalannya. Selain itu,

dilakukan pemilihan bahan bakar berupa bahan bakar cair atau HSD (High Solar Diesel).

Step 2

1. Pemilihan bahan bakar gas

2. Pemilihan bahan bakar dual

Keterangan:

Pada langkah kedua, apabila diinginkan sistem bahan bakar gabungan, maka pemilihan bahan

bakar gas dan dual haruslah diaktifkan.

Pada Langkah 1 dan Langkah 2 diketahui bahwa pengoperasian dimulai dengan pembukaan

aliran minyak pelumas serta pembukaan jalur gas buang. Turbin gas sendiri dapat dioperasikan

dengan menggunakan bahan bakar gas maupun cair (HSD) atau bahkan penggabungan dari

kedua bahan bakar tersebut. Langkah ini perlu dilakukan karena sebelum start up turbin gas,

sistem rotor turning atau rotor barring sudah terlebih dahulu diaktifkan. Pembukaan exhaust gas

tract dilakukan untuk menghindari kegagalan (trip) turbin karena apabila dicapai suhu exhaust

(TAT) ± 575°C turbin akan trip.

Step 3

1. Stop Valve berada pada posisi terbuka

2. Kipas Pembuangan Udara dikondisikan terbuka

3. Relief Valve berada pada posisi tertutup

4. Pemilihan bahan bakar gas

Keterangan:

Pada langkah ketiga, Stop Valve diatur dalam posisi terbuka dan kipas pembuangan udara juga

diatur dalam posisi terbuka. Akan tetapi Relief valve dari generator diatur dalam posisi tertutup.

Kemudian dilanjutkan dengan pemilihan gas sebagai bahan bakar sebelum proses automatic

start dijalankan.

Step 4

1. Pemilihan bahan bakar cair

2. Pemilihan bahan bakar dual

Keterangan:

Pemilihan bakar dilakukan untuk mengganti bahan bakar yang telah dipilih dari gas menjadi

bahan bakar cair ataupun bekerja secara dual.

Step 5

1. Pengaktifan Fuel Forward System

Keterangan:

Fuel Forward System merupakan mekanisme pengaturan pasokan bahan bakar gas dari tempat

penampungannya menuju ke saluran bahan bakar sebelum akhirnya menuju ruang pembakaran.

Step 6

1. Pengaturan tekanan yang rendah pada tempat pengiriman bahan bakar cair

2. Pembukaan Main Stop Valve dari penampungan bahan bakar cair

Keterangan:

Pembukaan Main Stop Valve bertujuan untuk memulai pengaliran bahan bakar cair dari tempat

penampungannya dengan tekanan yang diatur pada tingkat rendah.

Step 7

1. Pompa bahan bakar minyak dijalankan

Keterangan:

Pompa bahan bakar minyak dijalankan sebagai kelanjutan dari langkah sebelumnya untuk

mengalirkan bahan bakar cair.

Pada Langkah 3 sampai dengan Langkah 7 merupakan suatu mekanisme pemilihan

bahan bakar, baik gas, cair, maupun gabungan, untuk dipasok ke dalam sistem pembakaran

nantinya.

Adapun Start Up dengan menggunakan bahan bakar gas adalah:

1. Pada saat automatic start dilakuan pilihan bahan bakar gas

2. Relief Valve MBP31 AA002 masih dalam keadaan tertutup, sedangkan Main Shut-off Valve

MBP31 AA001 dalam keadaan terbuka. Aliran dari bahan bakar gas sepanjang Trip Valve

MBP31 AA003 masih dalam keadaan tertutup sehingga aliran bahan bakar masih tertahan

sampai saat di mana Gas Relief Fan MBP31 AN01 diaktifkan.

3. Proses start up dilanjutkan setelah Operator mendapat feedback berupa keterangan dari Main

Shuf-off dan Gas Relief Fan yang telah beroperasi serta Relief Valve telah tertutup.

4. Setelah tercapainya kecepatan nominal dari turbin untuk memulai proses pembakaran atau

ignition, maka Trip Valve akan berada pada posisi terbuka sehingga kemudian Fuel Ignition

System akan beroperasi. Pasokan gas setelahnya berada dalam kendali Control Valve MBP31

AA007 dan Ignition Gas/Blow-off Valve MBP32 AA001.

5. Gas propane yang dipasok oleh Ignition Fuel System MBQ30 akan menyulut Ignition Torch

MBM31 AV003. Hal ini berlangsung hingga tekanan nominal telah tercapai oleh Control Valve

yang kemudian memicu operasi otomatis dari Blow-off Valve.

6. Ketika Trip Valve dibuka, terjadi perubahan posisi dari Blow-off yang semula tertutup menjadi

dalam keadaan terbuka. Hal ini mengakibatkan mengalirnya gas dari Ignition Das menuju Orifice

MBP BP001 untuk kemudian menuju Burner MBM31 dan berakhir di Ruang Pembakaran

(Combuster) MBM30.

7. Setelah pembakaran perdana berhasil, 3 buah monitor pengawas, MBM CN001, MBM CN002,

MBM CN003 akan bekerja mengawasi proses pembakaran tersebut. Proses penyulutan yang

dilakukan dihentikan sementara Control Valve mengatur besar bukaan katup aliran gas ke dalam

ruang bakar agar sesuai dengan kerja pembebanan yang diinginkan.

Adapun Start Up dengan menggunakan bahan bakar cair (HSD) adalah kurang lebih seperti

proses Start Up dengan bahan bakar gas, hanya saja terdapat beberapa perbedaan langkah

kerja yaitu:

1. Main Stop Valve MBM31 AA001 akan terbuka dan dengan bantuan Fuel Oil Pump MBN32

AP001 akan mengatur tekanan aliran bahan bakar.

2. Fuel Pump MBN32 AA001 berfungsi untuk memberikan tekanan tambahan pada bahan bakar

sebelum kemudian dialirkan menuju Relief Valve MBN32 AA002.

3. Aliran bahan bakar akan kembali ke tangki utama dan menuju Minimum Flow Valve MBN32

AA001 setelah Turboset Gas mencapai nilai yang telah ditetapkan berdasarkan kebutuhan.

Minimum Flow Valve berfungsi untuk meningkatkan tekanan pada bahan bakar. Aliran bahan

bakar ini bertujuan untuk menghindari Fuel Oil Pump atau pompa bahan bakar minyak dari

panas berlebih.

4. Ignition Gas System akan bekerja setelah kecepatan penyulutan berada pada nilai yang

ditentukan, yang mana secara bersamaan Trip Valve akan terbuka dan mengalirkan bahan

bakar melalui Filling Valve menuju Nozzle MBM31 AV001.

5. Fuel Oil Relieve Valve akan terbuka secara sempurna. Leakage Valve pada jalur utama menuju

Fuel Oil Leakage Return System pun akan terbuka. Sementara Fuel Oil Drain Valve akan

tertutup dan Fuel Nozzle di sisi kanan akan terbuka untuk memberikan tekanan minimum.

6. Bahan bakar kemudian mengalir melalui Nozzle menuju ruang bakar dan mengalami

pembakaran. Saat pembakaran terjadi, 3 monitor pengawas akan bertugas untuk mengawasi

proses pembakaran, sementara Control Valve dan Nozzle akan terbuka sesuai dengan

kebutuhan dari penggunaan bahan bakar yang bergantung pada beban yang ditanggung.

Step 8

1. Pasokan minyak pelumas diaktifkan

Keterangan:

Dengan dimulai nya aliran bahan bakar untuk memulai pembakaran maka pompa-pompa sistem

pelumasan akan di aktifkan. Fungsi dari pelumasan pada mesin gas turbin adalah untuk

mengurangi gaya gesek pada mesin, untuk pendinginan, dan pencegahan karat.

Step 9

1. Saluran pembuangan gas berada dalam keadaan terbuka

2. Tekanan minyak pengaman diatur dalam keadaan minimum

3. Pasokan Power Oil diaktifkan

4. Proses pendinginan diaktifkan

5. Sel CW PPS diatur dalam keadaan minimum

6. Pembilasan mulai untuk dilaksanakan

Keterangan:

Selanjutnya saluran gas buang akan terbuka, sistem pendinginan akan diaktifkan untuk

mengurangi temperatur di dalam turbin gas. Pada Langkah 9 ini, Power Oil Supply akan

diaktifkan untuk menyediakan pasokan oli yang dibutuhkan dalam proses mengaktifkan kontrol

hidrolik dan sistem proteksi.

Tekanan minyak di sistem pelumasan pada tahap ini berada dalam keadaan minimum melalui

pemberian tekanan oleh Safe Oil Pressure. Akan tetapi, apabila tekanan minyak dalam sistem

pelumasan mengalami penurunan melebihi ambang batas yang ditetapkan, Emergency Oil

Pressure akan bekerja dan memberikan tekanan tambahan untuk menjaga agara tekanan tetap

seimbang.

Sistem pendingin berfungsi juga menghindari kegagalan bekerja (trip) di generator yang

disebabkan oleh:

Suhu udara pendingin generator (warm) pada kedua channel mencapai 125°C

Suhu Udara rotor colling system melampaui 350°C

Step 10

1. Kecepatan perputaran turbin telah mencapai 800 rpm atau lebih dalam jangka waktu 5 menit

semenjak proses dimulai

2. Perlengkapan starting dalam keadaan flush.

3. Fuel Valve diatur dalam keadaan terbuka untuk mengalirkan bahan bakar

4. Pembakaran tetap berlangsung

5. Boiler Furge berada dalam keadaan aktif.

Keterangan:

Pada Langkah 10 ini, kecepatan perputaran turbin diharuskan untuk mencapai nilai minimal 800

rpm dalam jangka waktu 5 menit setelah proses dimulai. Sementara itu, pembukaan katup bahan

bakar merupakan suatu persiapan dalam pembakaran bahan bakar bertekanan tinggi dengan

injektor pada ruang pembakaran.

Step 11

1. Starting Equipment diatur dalam keadaan menyala

2. Kecepatan putaran turbin berkurang hingga kurang dari 700 rpm.

3. Pengambilalihan dilakukan oleh Furge

4. Proses pembakaran berlangsung.

Keterangan:

Proses starting yang akan dijalankan kembali menghendaki turbin untuk berputar dengan

kecepatan maksimum kurang dari 700 rpm.

Step 12

1. Pembukaan saluran gas pembuangan

2. Starting Equipment diaktifkan

3. Kecepatan perputaran turbin dicapai hingga lebih dari 2500 rpm

4. Proses pembakaran tetap berlangsung

Keterangan:

Proses pembakaran yang dilakukan dengan pengaturan Control Valve bahan bakar berlangsung

terus menerus hingga kecepatan putaran turbin mencapai angka 2500 rpm.

Step 13

1. Pasokan bahan bakar gas dalam keadaan berfungsi

2. Gas Main Stop Valve berada dalam keadaan terbuka

3. Pasokan bahan bakar cair dalam keadaan tertutup

4. Pengaturan aliran gas pada kondisi maksimum

5. Gas Main Relief Valve berada dalam keadaan tertutup

6. Pasokan bahan bakar cair diubah ke keadaan terbuka

7. Pengaturan aliran gas pada kondisi minimum

8. Pasokan bahan bakar gas dihentikan

9. Pasokan bahan bakar dual (gas dengan cair) dijalankan

Keterangan:

Langkah 13 ini merupakan suatu langkah peralihan dari suatu proses pembakaran dengan

menggunakan bahan bakar gas menuju proses pembakaran dengan bahan bakar cair. Dalam

proses peralihan tersebut, pengaturan terhadap pembukaan dan penutupan terhadap katup

yang terlibat menjadi sangat penting untuk mencegah terjadinya backfire yang dapat merusak

sistem.

Step 14

1. Ruang Bakar dikondisikan pada keadaan tidak bekerja

2. Sistem Proteksi terhadap turbin diaktifkan

3. Kecepatan perputaran turbin diturunkan hingga kurang dari 700 rpm

4. Gas Trip Valve diatur pada keadaan Normally Closed

5. Pemilihan bahan bakar dialihkan dari gas menjadi bahan bakar cair

Keterangan:

Dalam proses peralihan penggunaan bahan bakar, hal pertama yang harus dilakukan adalah

menghentikan aktivitas pembakaran sehingga ruang pembakaran berada dalam keadaan tidak

bekerja. Kemudian sistem proteksi terhadap turbin dilakukan untuk mencegah terjadinya

kerusakan pada turbin akibat penurunan kecepatan putaran hingga kurang dari 700 rpm.

Kemudian Gas Trip Valve diatur dalam keadaan tertutup untuk selanjutnya terjadi peralihan

bahan bakar dari gas menjadi cair.

Step 15

1. Pengaturan Propane Gas Valve

2. Ignition Transformer

3. Start-up Integrator

4. Pengaturan Cool Air Valve

5. Pengaturan Propane Gas Valve pada keadaan terbuka

6. Proses pembakaran berlangsung kembali

Keterangan:

Setelah terjadi pergantian bahan bakar dari gas menjadi cair, proses penyulutan harus diulang

kembali dengan mengalirkan gas propane ke dalam ruang bakar bersamaan dengan bahan

bakar cair melalui Nozzle dan sekaligus mengaktifkan proses pendingin

Step 16

1. Proses pembakaran berlangsung selama kurang lebih 10 detik

2. Posisi Ignition Gas Bleed pada keadaan beroperasi

3. Status bahan bakar adalah bahan bakar cair

Keterangan:

Langkah 16 merupakan suatu langkah awal sebelum dilakukan proses pemindahan bahan bakar

dari cair menuju gas.

Step 17

1. Release Valve dari bahan bakar cair diatur pada keadaan tertutup

2. Shut-off Valve dari bahan bakar cair kemudian ditetapkan pada keadaan tertutup

3. Cool Air Valve kemudian diatur pada keadaan tertutup

4. Pemilihan bakar bakar dari cair menjadi gas

Keterangan:

Setelah terjadi pembakaran selama 10 detik, proses pembakaran dihentikan untuk kemudian

dilakukan penggantian bahan bakar dari cair menuju gas.

Step 18

1. Pembakaran berlangsung selama 10 detik

Step 19

1. Propane Gas Valve diatur dalam keadaan tertutup

2. Pembakaran terus berlangsung

3. Ignition Transformer dimatikan

Keterangan:

Penghentian penyaluran gas propane ke dalam ruang pembakaran dilakukan dikarenakan

temperatur pada ruang bakar telah memungkinkan dilakukannya pembakaran tanpa perlu

dilakukannya penyulutan (keadaan stabil).

Step 20

1. Kecepatan putaran turbin telah mencapai lebih dari 2500 rpm

2. Kontrol Start up diatur dalam keadaan lebih tinggi

Keterangan:

Proses pembakaran yang stabil memungkinkan turbin untuk mencapai kecepatan 2500 rpm atau

lebih. Pada keadaan ini, sistem penggerak awal dilepaskan dari turbin sehingga turbin berfungsi

secara autonom dengan bergantung kepada kontrol bahan bakar.

Step 21

1. Starting Equipment dalam keadaan mati

2. Kecepatan putaran turbin mencapai angka 2826 rpm

Keterangan:

Perputaran mandiri turbin berlangsung terus hingga angka 2826 rpm sebelum kemudian

memulai proses eksitasi atau pembangkitan tegangan.

Step 22

1. Circuit Breaker dari generator mulai untuk dinyalakan

2. Kecepatan putaran turbin mencapai lebih dari 2990 rpm

3. Proses eksitasi berlangsung

4. Voltage Regulator diatur dalam keadaan auto

Keterangan:

Pada Langkah 22, eksitasi yang dimulai sejak 2826 rpm berlangsung terus. Untuk melindungi

generator, CB diaktifkan sehingga mencegah terjadinya arus lebih yang dapat merusak

generator. Dengan bantuan VR, tegangan yang dibangkitkan ditingkatkan hingga mencapai

15,75 kV.

Step 23

1. Generator melakukan sinkronisasi

2. Circuit Breaker dari proses sinkronisasi generator diatur dalam keadaan aktif

Keterangan:

Setelah generator mencapai tegangan yang ditentukan, generator melakukan sinkronisasi

dengan tegangan jaringan untuk membantu mengirimkan pasokan tegangan. Untuk melindungi

proses ini, CB Synchronous Generator diatur dalam keadaan aktif

Step 24

1. Generator tersinkronisasi dengan jaringan

Step 25

1. CB Synchronous Generator kemudian dimatikan

2. CB Generator diaktifkan untuk menjaga tegangan dari generator yang sedang bekerja

Keterangan:

Langkah 24 dan Langkah 25 ini merupakan langkah terakhir dari proses pembangkitan tegangan

di mana tegangan yang dibangkitkan generator telah dipasok ke jaringan dan generator bekerja

parallel dengan generator lainnya.

BAB IVSISTIM BAHAN BAKAR GAS

PADA TURBIN GAS

4.1 Sistim Bahan Bakar Gas

Pada PLTGU priok ada dua jenis bahan bakar yang dapat digunakan yaitu bahan bakar

gas dan HSD(High Speed Diesel). Bahan bakar ini dapat digunakan secara bersamaan namun

hanya dilakukan pada saat pergantian dari bahan bakar gas ke bahan bakarr HSD dan

sebaliknya tampa mematikan unit PLTGU.

Dari kedua jenis bahan bakar ini yang paling sering digunakan ialah bahan bakar gas,

hal ini dikarenakan selain lebih murah dibandingkan HSD juga ramah terhadap lingkungan

tentunya juga memberikan keuntungan yang lebih kepada perusahan.

4.1.1 Fungsi Umum

Sistem bahan bakar gas dari turbin gas bahan bakarnya disuplay ke burnner dengan

jumlah aliran bahan bakar gas sesuai dengan power output yang dibangkitkan oleh turbine

gas. Sistem bahan bakar gas telah diintegrasikan kedalam sistem proteksi pembangkit secara

menyeluruh dengan demikian katup trip akan segera menghentikan aliran bahan bakar yang ke

burner bila terjadi suatu trip emergency.

4.1.2 Desain

Secara skematik sistem bahan bakar gas pada turbin gas dapat dilihat pada gambar

HTCT 305 423 dengan kelengkapan peralatan dan komponen utama sebagai berikut :

- Main shut off valve gas (MSOV) MBP31 AA001

- Relief Valve (RV) MBP31 AA002

- Stop valve (SV) MBP31 AA010

- Trip Valve (TV) MBP31 AA003

- Measurement of gas flow MBP31 CP001

- Control Valve(CV) MBP31 AA007

- Filter/Separator(FS) MBP31 CF001

- Ignition gas/blow off valve MBP32 AA001

- Gas Relief Fan(GRF) MBP33 AN001

- Relief Valve MBP33 AA001

4.1.3 Prinsip Operasi

Secara umum prinsip dari pengoperasian dari sistem bahan bakar gas maupun dengan

HSD pada turbin gas dimulai dari penyalaan awal pada ruang bakar dengan dengan bantuan

gas propane dan busi. Busi akan memberikan percikan api awal untuk menyalakan gas propane,

penyalaan ini akan belangsung selama 10 detik untuk dapat membakar bahan bakar gas yang

digunakan untuk star up dari turbin gas.

Secara spesifik pada proses start up ialah dimulai pada saat tombol automatik start telah

ditekan maka master sequencer akan berlangsung dengan urutan sebagai berikut:

Bahan bakar gas EKG62 akan mensupply gas ke sistem pada tekanan yang telah

ditetapkan yaitu 22 s/d 24 bar. Gas ini akan disalurkan melalui Main shut off valve (MBP31

AA001) dan relief valve (MBP31 AA002) dimana pada masing-masing komponen ini dilengkapi

dengan sebuah motor AC dansebuah manual drive serta diintegrasikan pada satu blok valve.

Kemudian main shut off valve MBP31AA001 akan membuka dan relief valve MBP31

AA002 akan menutup sehingga gas akan mengalir sampai ke katup trip valve MBP31

AA003(katup ini masih dalam keadan menutup). Automatik start juga akan memerintahkan gas

relief fan untuk beroperasi.ketika putaran penyalaan telah tercapai(750rpm) maka katup trip

valve akan membuka dan gas penyala(pilot flame system MBQ30) akan masuk pada kondisi

beroperasi.

Gas sekarang berada pada daerah control valve MBP31AA007 dan pada area ignition

gas/blow off valve MBP32 AA001. Ignition Torch akan menyalakan gas propane yang disupply

oleh sistem bahan bakar penyalaMBQ30,settelah tekanan operasi sebelum control valve MBP31

AA007 tercapaidimana hal ini akan mengakibatkan ignition gas/blow off valve akan berpindah

keposisi menutup (ke arah blow off/pembuangan) berganti ke kondisi membuka (gas penyalaan

ke arah combustor setting).

Selama saat pembakaran awal dari trip valve MBP31AA003 sampai dengan perpindahan

kondisi ke ignition gas/blow off setting akan hilang ke udara terbuka. Ignition gas mengalir

melalui blow off valve yang merupakan katup 3 jalan dan oriface MPB32 BP001 serta burner

MBM31 kedalam combustor MBM 30.

Penyalaan akan dilakukan oleh gas propane MBQ30 yang akan menyala selama 10

detik.dengan sekali penyalaan diharapkan penyalaan awal dari bahan bakar gas sudah berhasil.

Tiga buah flame monitor MBM30CR001, MBM30CR002, dan MBM30CR003, akan diaktifkan

untuk mendeteksi penyalaan awal pada ruang bakar. Untuk langkah berikutnya adalah Control

valve MBP31AA007 akan mulai membuka secara perlahan lahan sehingga aliran gas akan

meningkat diikuti pula dengan penambahan putaran turbin sampai dengan nominal yang telah

ditentukan (3000rpm) dan dilanjukan ke pembebanan pada generator.

Ketika turbine gas dalam kondisi beroperasi control valve MBP31AA007 akan mengatur

supplay bahan bakar gas sesuai dengan power output yang diinginkan. Menurut mode operasi

turbine gas yang telah ditetapkan, maka pengaturan turbin gas dapat dilakukan berdasarkan

controller yang mendapat input dari inlet (set point) dari temperatur dan beban/frequency. Jika

turbin inlet(set point) yang digunakan pada mode pengaturan beban /frequency akan membatasi

temperatur inlet turbin pada batas maksimum. Sedangkan jika turbin inlet(set point) yang

digunakan pada metode temperatur maka akan membatasi beban dan frekwensi pada batas

maksimum. Biasanya set point yang sering digunakan ialah ialah membatasi temperatur, hal ini

dikarenakan akan membuat frekwensi dan beban akan stabil dan peraralan-peralatan utama

seperti generator akan stabil pula.

Gambar 4.1 Set Point pada PLTGU Priok

4.2 Flow Chart Kontrol Pada Sistem Bahan Bakar Gas

Pada proses pengopesarian mulai dari keadaan stand still,start up, kondisi operasi, shut

down,sampai ke keadaan emergency trip, keseluruhan proses berada pada proses master

sequncer. Didalam master sequencer perintah yang berikutnya dapat dilaksanakan apabila

perintah yang sebelumnya dapat terpenuhi. Didalam master sequencer tersebut berisi gerbang-

gerbang logika ,dan pada proses pengaturan aliran bahan bakar gas, gerbang-gerbang logika

yang digunakan ialah: UND, ODR, ESV,dan ASV

1. UND(Elemen AND)

Masukan dan keluaran fungsi ini memiliki struktur E01,E02 hingga Enn, dimana masukan

ini dibatasi maksimum hingga 17 masukan. Pada keluaran A akan dihasilkan sinyal 1apabila

masukan fungsi kesemuanya bersinyal1 pula. Skemanya digambarkan sebagai berikut :

2. ODR(element OR)

Sama halnya dengan UND, ODR juga dapat memiliki beberapa inputan yang jumlahnya

dibatasi hingga 17 masukan. Pada keluaran A sinyal 1 akan dihasilkan apabila sedikitnya salah

satu masukan elemen bersinyal 1. Skema elemet tersebut diatas adalah sebagai berikut:

3. ESV(Element Switch –On Delay)

Pada fungsi elemen ini memiliki satu masukan dan satu keluaran dengan disertai

variable time delay(T). Perubahan masukan E dari 0 – 1 akan diteruskan ke keluaran Adengan

terlebih dahulu mengalami delay waktu sebesar T yang dispesifikasikan pada elemen. Skema

element tersebut ialah:

Saat diaktifkan maka A=E. Perpindahan sinyal masukan 0-1 yang diteruskan menuju

keluaran delay T memiliki diagram sebagai berikut :

4. ASV (Element Switch – Off Delay)

Pada fungsi elemen ini juga memiliki saatu masukan dan satu keluaran yang disertai

dengan variable time delay(T). Pada perubahan sinyal masukan E dari 0-1 juga diteruskan ke

keluaran A dengan terlebih dahulu mengalami delay waktu sebesar T yang dispesifikasikan pada

elemen. Perbedaannya dengan elemen ESV ialah time delay perubahan sinyal pada ESV ialah

menunda saat akan meneruskan masukan ke keluaran. Sedangkan ASV ialah menahan selama

T sinyal keluaran A walaupun telah terjadi perubahan sinyal masukan E. Skema fungsi tersebut

ialah :

Saatmodule diaktifkan maka A = E . diagram perpindahansinyal elemen ini ditunjukan

seperti dibawah ini :

Rangkaian Sequenser Pada Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas

4.3 Proses Kontrol Pada Sistem Bahan Bakar Gas Pada Turbin Gas

Pada PLTGU Priok sistem kontrol yang digunakan ialah menggunakan kontrol

DCS. Distributed Control System (DCS) ini dapat diartikan sebagai sistem kontrol yang

terdistribusi merupakan sebuah kontrol sistem yang mendistribusikan data – data dari tiap – tiap

sistem hingga pada suatu main kontrol yang memonitor dari tiap – tiap sistem tersebut. Pada unit

PLTGU digunakan suatu kontrol yang disebut sebagai PROCONTROL P buatan ABB (Asea

Brown Boveri). Dalam unit PLTGU PROCONTROL P yang digunakan ialah PROCONTROL K

(Decontic), dan P14.

Decontic

Kontrol DCS dari Sistem bahan bakar gas pada turbin Gas, didasarkan dari rangkaian

sequenser seperti gambar d bawah ini:

Dari rangkaian diatas sinyal 1 akan diberikan dengan mode pemilihan fuel selection gas

dan sinyal 0 pada fuel selection dual, kedua sinyal ini akan d inputkan pada logika ODR(OR) dan

akan menghasilkan keluran sinyal 1 pada keluaran ODR. Selanjutnya pada main stop

valve(MBP31AA001) akan diberikan sinyal 0 yang kemudian di NOTkan sehingga akaan

menghasilkan sinyal 1 pada keluarannya namun pada saat ini main stop valve masih dalam

keadaan tertutup(belummemberikan supply gas). Selanjutnya pada FG feed pressure akan

diberikan sinyal 1 dimana akan mengukur tekanan gas yang masuk melalui main stop valve

dimana tekana dari gas yang diperlukan 22s/d24 bar. Kemudian sinyal 1 juga diberikan pada

gas relief fan(MBP33AN001) dimana gas relief fan ini digunakan sebagai pendingin dari aliran

gas yang masuk ke ruang bakar. Waktu yang dibutuhkan untuk menyalakn gas relief fan ini yaitu

sekitar 3s, keluaran dari timer pada gas relief fan ini juga akan tetap bernilai sinyal 1. Sinyal-

sinyal 1 dari hasil keluaran diatas akan di inputkan pada logika UND(AND) dimana sesuai

dengan prinsipnya logika UND jika diberikan sinyal 1 pada kesemua inputnya maka keluarannya

akan menghasilkan sinyal 1 pula. Karena semua input yang masuk pada UND semua nya

bernilai 1 maka pada keluarannya akan bernnilai 1 pula, sehingga supply bahan bakar gas akan

diberikan dan proses start up dari turbin gas akan berlangsung temasuk proses pembakaran

serta proses perpindahan penyalaan dari penyalaan awal dengan gas propane ke proses bahan

bakar utama.

BAB VKESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Adapun kesimpulan yang dapat diambil dari laporan kerja praktek ini adalah sebagai berikut :

1. Gas Turbin PLTGU Priok menggunakan bahan bakar utama Gas Alam dan bahan bakar

cadangan HSD tetapi juga dapat digunakan kedua-duanya (Dual Fuel).

2. Dalam pengoperasiannya PLTGU Priok dapat menggunakan 2 metode, yaitu Open Cycle

maupun Combined Cycle. Bila dioperasikan pada Open Cycle gas buang dari Turbin Gas

langsung dibuang ke atmosfer, sementara bila dioperasikan Combined Cycle dimana panas

yang dihasilkan dari Turbin Gas dimanfaatkan untuk dipakai sebagai pemanas air hingga

menjadi uap untuk menggerakkan Turbin Uap yang prosesnya dilakukan didalam Boiler dalam

hal ini disebut HRSG (Heat Recovery Steam Generator.

3. Dalam Tahap Start-up, terdapat dua instrument yang memungkinkan timbulnya tegangan

keluaran dari generator yaitu:

Static Frequency Converter (SFC)

Static Excitation

4. PLTGU UBP Priok menggunakan sistem PROCONTROL P, dan P14 dari ABB dalam

mengendalikan kegiatan Combined Cycle Plant. PROCONTROL P adalah sistem yang cocok

bagi Combined Cycle Plant PLTGU UBP Priok, karena semua bagian dari PLTGU juga berasal

dari ABB.

5.2 Saran

1. Dalam proses Start-up, setiap proses harus mendapat pengawasan secara berkala terhadap

keadaan temperatur maupun tingkat vibrasi yang dihasilkan. Peralatan yang tidak dalam kondisi

prima, atau dengan kata lain bermasalah, haruslah diberikan perhatian dan perawatan serta

perbaikan apabila diperlukan sehingga tidak mengganggu kinerja pembangkit secara

keseluruhan

2. Penggunaan SFC dibandingkan motor cranking lebih menguntungkan dari sisi ekonomis, yaitu

penghematan biaya untuk pemberian pelumas serta perawatan akibat bagian berputar, juga

menguntungkan dari sisi konstruksi dikarenakan sifatnya yang otomatis mengurangi alokasi

tempat yang harus disediakan

Pengoperasian Gas Turbine GT 13.E1 CCPP (Combined Cycle Power Plant) Tanjung Priok

1180MW

Pengenalan sistem-sistem gas turbine GT.13E1 PLTGU Priok

tugas proteksi

Documents