69
Sedangkan untuk hasil perhitungan nilai efisiensi pada tahun 2014 dan 2016 juga berbeda, terlihat pada tabel 4.1 bahwa nilai efisiensi pada tahun 2014 terhitung sebesar
45,08 lalu untuk nilai efisiensi pada tahun 2016 terhitung sebesar 39,29 , maka dari hasil perhitungan nilai efisiensi turbin pada tahun 2014 dan 2016 terlihat bahwa nilai
efisiensi turbin cenderung menurun. Untuk sektor generator, pada tabel 4.1 terlihat bahwa nilai Heat Rate dan Efisiensi pada
generator pada tahun 2014 dan 2016 juga berbeda, terhitung nilai NPHR yang dihasilkan pada tahun 2014 sebesar 2608,81 KCal Kwh, sedangkan untuk nilai NPHR
pada tahun 2016 menghasilkan nilai sebesar 3448 KCal Kwh, dari hasil perhitungan NPHR pada tahun 2014 dan 2016 terlihat bahwa nilai NPHR yang dihasilkan berbeda,
maka perbandingan nilai NPHR pada tahun 2014 dan 2016 cenderung meningkat. Lalu untuk perhitungan nilai efisiensi pada generator terlihat pada tabel 4.1 bahwa, nilai
efisiensi yang dihasilkan pada tahun 2014 sebesar 33 , sedangkan untuk hasil perhitungan nilai efisiensi turbin pada tahun 2016 sebesar 24,9 . Dari hasil
perhitungan pada tahun 2014 dan 2016 terlihat bahwa nilai efisiensi generator cenderung semakin menurun.
Dari hasil penjabaran tabel 4.1 diatas teranalisa bahwa nilai heat rate turbin dan generator pada tahun 2014 dan 2016 cenderung semakin meningkat, berbanding terbalik
dengan nilai efisiensi turbin dan generator yang pada tahun 2014 dan 2016 cenderung semakin menurun. maka teranalisa bahwa semakin tinggi nilai heat rate yang dihasilkan
oleh turbin dan generator maka semakin kecil efisiensi yang dihasilkan oleh turbin dan generator.
Dan teranalisa dari unjuk kerja yang dihasilkan oleh turbin dan generator pada tahun 2014 dan 2016 nilai heat rate yang dihasilkan semakin besar dan nilai efisiensi yang
dihasilkan semakin menurun.
70
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
1. Berdasarkan hasil perhitungan dan analisis di dapat bahwa nilai heat rate
turbin dan generator pada prosentase pembebanan yang berbeda yaitu pada pembebanan 100 daya 100 MW pada tahun 2014 adalah sebesar 1.907,18
kCalkWh dan untuk pembebanan 90 daya 90 MW tahun 2016 sebesar 2.188,15 kCalkWh. Selanjutnya untuk generator, nilai heat rate dari
pembebanan 100 daya 100 MW tahun 2014 adalah sebesar 2.608,81 kCalkWh dan untuk pembebanan 90 daya 90 MW tahun 2016 adalah
sebesar 3.448,3 kCalkWh. 2.
Berdasarkan hasil perhitungan dan analisis di dapat bahwa nilai efisiensi turbin dan generator pada prosentase pembebanan yang berbeda yaitu pada
pembebanan 100 daya 100 MW tahun 2014 adalah sebesar 45,08 dan untuk pembebanan 90 daya 90 MW tahun 2016 adalah sebesar 39,29.
Selanjutnya untuk generator, nilai efisiensi pada pembebanan 100 daya 100 MW tahun 2014 adalah sebesar 33 dan untuk pembebanan 90 daya 90
MW tahun 2016 adalah sebesar 24,9 . 3.
Setelah dihitung dan mendapat nilai heat rate, efisiensi turbin dan generator pada prosentase pembebanan 100 dan 90 , dapat di analisis bahwa
performa heat rate pada turbin dan generator pada tahun 2016 lebih tinggi dibanding tahun 2014, sedangkan untuk nilai efisiensi turbin dan generator
pada tahun 2016 lebih rendah dibanding tahun 2014.
71
5.2 Saran
1. Setelah dilakukan perhitungan uji heat rate pada turbin dan generator pada
kesimpulan terlihat terjadi penurunan performa pada turbin dan generator maka sebaiknya dilakukan tindakan ataupun langkah
– langkah yang oleh bagian perawatan PLTU dilakukan perbaikan pada suatu sistem turbin dan generator
agar penurunan nilai efisiensi pada turbin dan generator dapat berhenti. 2.
Perlunya dilaksanakan uji heat rate secara berkala dan terjadwal sehingga dapat segera mengetahui gejala penurunan performa pada peralatan pembangkit
sehingga mengurangi angka nilai penurunan performa turbin dan generator yang semakin besar.
3. Perlunya pembaharuan dan perawatan berkala peralatan sensor instrument
sehingga tingkat akurasi pengukuran data semakin tinggi. 4.
Perlunya penelitian lebih lanjut tentang uji heat rate untuk pembangkit listrik tenaga uap sehingga didapatkan alternatif untuk verifikasi permasalahan yang
terjadi pada peralatan utama pembangkit listrik tenaga uap.
86
DAFTAR PUSTAKA
Anomim, 1993 Performance Test Codes - Performance Monitoring Guidelines For Steam Power Plants. AS : American Society of Mechanical Engineers ASME
Z Anthony, 2012 Bahan Ajar ITP,
http:bahanajar.itp.ac.idindex.php?dir=ZurimanAnthonyMesin20Listrik20ACfile=Bab 20I.pdf
. Manurung JY, 2011 Chapter II.pdf - USU Institutional Repository
– Universitas Sumatera Utara, http:repository.usu.ac.idbitstream123456789294824Chapter20II.pdf
. Manurung
JY, 2011
BAB II
GENERATOR SINKRON
TIGA FASA
II.1, http:repository.usu.ac.idbitstream123456789201113Chapter20II.pdf
. Rakhman alief, 8 April 2013 Pusat Listrik Tenaga Uap, akhman.netfungsi-dan-prinsip-kerja-
pltu.
Shlyakhin, P. 1966. Steam turbines : theory and design. Moscow : Peace Publishers Utami ADP, 2014 BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Uap,
prints.polsri.ac.id1950303.20BAB20II.pdf
Wikipedia, 3 Apr 2016 Turbin Uap, https:id.wikipedia.orgwikiTurbin_uap
Wikipedia, 3 Apr 2016 Generator Listrik, https:id.wikipedia.orgwikiGenerator_listrik
.
72
Lampiran Tabel 1. 1. Data 1 Oktober 2014 Pembebanan 100, 100 MW
TABEL 1.1 DATA TERUKUR
Tanggal : 1 Oktober 2014 Durasi : 1 Jam Beban : 100 MW
NO. Measu
ring point
No. Tag Number
Measuring Point Unit
100
KWH transfer awal MWh
3.980.630,0 KWH transfer akhir
MWh 3.980.718,0
KWH UAT PS awal MWh
94.899,0 KWH UAT PS akhir
MWh 94.908,0
1 E300
3MKA10CE001XV1 Generator watthour
kWh 97.000
2 E301
3MKA10CE009XV1 Generator Active Power
kW 100.557
3 E302
3MKA10CE003XV1 Generator Voltage
kV 12,74
4 E303
3MKA10CE006XV1 Generator Current
kA 6.036.22
5 E304
3MKA10CE012XV1 Generator power factor
- 0,99
6 E305
3MKA10CE011XV1 Generator Frequency
Hz 50,08
7 E306
3CBA10CE009XV1 Field excitation DC Voltage
V 232,92
8 E307
3CBA10CE010XV1 Field excitation DC Current
A 663,81
FLOW
9 F520
3LCA30CF001XV1 LP No.1 Feedwater heater inlet condensate
th 311,15
10 F540
3LCA50CF001XV1 Dearator inlet condensate
th 302,37
11 F640
3HAC10CF001XV1 HP No.5 Feedwater heater outlet feedwater
th 301,33
12 F691
3LAE10CF001 SH1 Spray
th 14,89
13 F692
3LAE20CF001 SH2 Spray
th 22,39
14 F810
3LBG10CF001 Aux. Steam from SH after desuperheater
th -
15 F900
3LCP62CF001XV1 Make-up water
th 2,26
PRESSURE
16 P000
0QP10CP661 Atmospheric
hPa 1.004,07
17 P100
3LBA20CP010XV1 Main Steam
kgcm
2
g 115,37
18 P105
3MAA10CP001XV1 Turbine Chamber
kgcm
2
g 114,22
19 P110
3LBQ10CP001XV1 No. 1 Extraction Steam
kgcm
2
g 33,35
20 P120
3LBQ20CP001XV1 No. 2 Extraction Steam
kgcm
2
g 17,02
21 P130
3LBS30CP001 No. 3 Extraction Steam
kgcm
2
g 7,40
22 P140
3LBS40CP001 No. 4 Extraction Steam
kgcm
2
g 2,47
23 P150
3LBS50CP001 No. 5 Extraction Steam
kgcm
2
g 0,11
24 P400
3MAG10CP011XV1 Turbine Exhaust
kgcm
2
a 0,08
