PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN

UNIVERSITAS GUNADARMA
FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI
PENULISAN ILMIAH
PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP
PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT.PLN
(PERSERO) PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN
SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN
Nama : M. Rio Rizky Saputra
NPM : 23415945
Jurusan : Teknik Mesin
Pembimbing : Dr. RR. Sri Poernomo Sari, ST., MT.
Ditulis Guna Melengkapi Sebagian Syarat Dalam Mencapai
Gelar Setara Sarjana Muda
Universitas Gunadarma
DEPOK
2018

ii
PERNYATAAN ORIGINALITAS DAN PUBLIKASI
Saya yang bertanda tangan di bawah ini,
Nama : M. Rio Rizky Saputra
NPM : 23415945
Judul PI : PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION
LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS
PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT.PLN
(PERSERO) PEMBANGKITAN SUMATERA
BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN
PEMBANGKITAN KERAMASAN
Tanggal Sidang : 13 Juli 2018
Tanggal Lulus : 13 Juli 2018
Menyatakan bahwa tulisan ini adalah merupakan hasil karya saya sendiri dan
dapat dipublikasikan sepenuhnya oleh Universitas Gunadarma. Segala kutipan
dalam bentuk apapun telah mengikuti kaidah etika yang berlaku. Mengenai isi dan
tulisan adalah merupakan tanggung jawab Penulis, bukan Universitas Gunadarma.
Demikian pernyataan ini dibuat dengan sebenarnya dan dengan penuh kesadaran.
Depok, 13 Juli 2018
(M. Rio Rizky Saputra)

iv
ABSTRAKSI
M. Rio Rizky Saputra, 23415945.
PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP
PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT.PLN
(PERSERO) PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN
SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN
Penulisan Ilmiah, Jurusan Teknik Mesin, Fakultas Teknologi Industri, Universitas
Gunadarma, 2018.
Kata kunci : Turbin gas, combustion liner, hate rate, spesfic fuel consumption, air
fuel ratio, back work ratio dan efisiensi.
(xiii+87+Lampiran)
Turbin gas merupakan sumber energi utama dari pembangkit listrik tenaga gas
dan uap (PLTGU). Kerusakan yang terjadi pada komponen turbin gas akan
mepengaruhi performa turbin gas pada kondisi beban operasi tertentu. Pada
turbin gas PLTGU Unit 2 PT. PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian
Selatan Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan terjadi kerusakan
komponen yaitu combustion liner. Pengaruh kerusakan yang terjadi pada ruang
bakar utama (combustion liner) dapat dilihat dari daya output turbin gas,
efisiensi turbin, efisiensi termal, efisiensi pembakaran, efisiensi turbin gas, hate
rate, specific fuel consumption, air fuel ratio dan back work ratio. Dari hasil
perhitungan setelah penggantian combustion daya output turbin gas mengalami
penurunan sebesar 3623,0584 kJ/s, efisiensi turbin mengalami penurunan 0,98 %,
efisiensi turbin gas mengalami peningkatan 3,39 %, efisiensi termal mengalami
peningkatan 4,06 %, efisiensi pembakaran 7,38 %, hate rate mengalami
penurunan 610,35 kJ/kwh, spesific fuel consumption mengalami penurunan
0,0322 kg/kWh, air fuel ratio mengalami peningkatan 14,7943 dan back work
ratio mengalami peningkatan 1,58 %.
Daftar Pustaka (1997 – 2016)

v
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT yang telah
memberikan rahmat dan hidayahnya sehingga penulis dapat menyelesaikan
Penulisan Ilmiah ini dengan baik sebagai salah satu syarat untuk memperoleh
Gelar Setara Sarjana Muda di Universitas Gunadarma. Penulisan Ilmiah ini
mungkin sangat jauh dari sempurna, masih banyak kekurangan-kekurangan baik
dari segi materi maupun dalam penyajiannya.
Hal tersebut karena kemampuan dan pengalaman penulis yang masih
terbatas. Banyak dukungan, masukan dan saran yang penulis terima dari berbagai
pihak dalam penulisan ilmiah ini. Ucapan terima kasih penulis haturkan kepada
pihak-pihak terkait yang telah banyak membantu sehingga penulisan ini dapat
selesai dengan baik. Adapun pihak-pihak tersebut diantaranya adalah :
1. Ibu Prof. Dr. E. S. Margianti, SE., MM. Selaku Rektor Universitas
Gunadarma.
2. Bapak Prof. Dr. Ir. Bambang Suryawan, MT. Selaku Dekan Fakultas
Teknologi Industri Universitas Gunadarma.
3. Ibu Dr. RR. Sri Poernomo Sari, ST., MT. Selaku Ketua Jurusan Teknik
Mesin Fakultas Teknologi Industri Universitas Gunadarma.
4. Ibu Melani B. Siregar, Skom., MMSI. Selaku Kepala Bagian Penulisan
Ilmiah Fakultas Teknologi Industri Universitas Gunadarma.
5. Ibu Dr. RR. Sri Poernomo Sari, ST., MT. Selaku Dosen Pembimbing yang
telah banyak memberikan bimbingan dan motivasi kepada penulis
sehingga Penulisan Ilmiah ini dapat selesai dengan baik.
6. Bapak David Haryanto Selaku Supervisor Pemeliharaan di PT.PLN
(Persero) Pembangkitan (SUMBAGSEL) Sektor Pengedalian
Pembangkitan Keramasan dan sekaligus sebagai mentor yang telah banyak
memberikan ilmunya tanpa mengenal lelah.
7. Bapak Basuki Rahmat selaku HAR turbin gas di PT.PLN (Persero)
Pembangkitan (SUMBAGSEL) Sektor Pengedalian Pembangkitan

vi
Keramasan yang telah banyak memberikan ilmunya dalam melaksanakan
kerja praktek.
8. Para Staff dan Karyawan PT.PLN (Persero) Pembangkitan
(SUMBAGSEL) Sektor Pengedalian Pembangkitan Keramasan yang telah
banyak memberikan bantuan dalam melaksanakan kerja praktek
9. Para Staff dan Asisten Laboratorium Teknik Mesin yang telah
memberikan banyak masukan serta dukungan moril.
10. Kedua orang tua dan keluarga yang telah memberikan dukungan moril
maupun materil serta do’a untuk penulis.
11. Rekan-rekan Komunitas Muda Nuklir Nasional Jakarta yang telah banyak
memberikan motivasi dan dukungan moril.
12. Rekan-rekan Mahasiswa Jurusan Teknik Mesin Universitas Gunadarma
khususnya angkatan 2013, 2014 dan 2015 yang telah banyak membantu.
13. Semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu yang telah
membantu hingga terselesaikannya Penulisan Ilmiah ini.
Harapan dari penulis, semoga Penulisan Ilmiah yang telah disusun penulis
ini dapat menjadi hubungan yang baik antara penulis dengan pihak-pihak yang
terkait. Penulis menyadari bahwa dalam Penulisan Ilmiah ini masih banyak
kekurangan. Untuk itu kritik dan saran yang membangun dari pembaca sangat
penulis harapkan.
Depok, Juli 2018
M. Rio Rizky Saputra

vii
DAFTAR ISI
Halaman
Halaman Judul ................................................................................................. i
Lembar Pernyataan Originalitas dan Publikasi................................................ ii
Lembar Pengesahaan ....................................................................................... iii
Abstraksi ......................................................................................................... iv
Kata Pengantar ................................................................................................ v
Daftar Isi .......................................................................................................... vii
Daftar Gambar ................................................................................................. x
Daftar Tabel .................................................................................................... xiii
Daftar Lampiran .............................................................................................. xiv
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang ......................................................................... 1
1.2 Perumusan Masalah.................................................................. 2
1.3 Tujuan Masalah ....................................................................... 2
1.4 Batasan Masalah....................................................................... 2
1.5 Metode Penulisan .................................................................... 3
1.6 Sistematika Penulisan .............................................................. 3
1.7 Profil Perusahaan...................................................................... 4
1.7.1 Sejarah dan Perkembangan Perusahaan ......................... 4
1.7.2 Lokasi dan Tata Letak Pabrik ........................................ 6
1.7.3 Produk ............................................................................ 7
1.7.4 Sistem Pemasaran ........................................................... 7
1.7.5 Struktur Organisasi dan Manajemen Perusahaan............ 8
1.7.6 Manajemen Perusahaan .................................................. 10
1.7.7 Peraturan Kerja .............................................................. 10
1.7.8 Fasilitas Karyawan ......................................................... 12
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) ............... 14

viii
2.2 Pengertian Turbin Gas .................................................................. 14
2.3 Prinsip Kerja Turbin Gas ......................................................... 15
2.4 Klasifikasi Turbin Gas ............................................................. 16
2.4.1 Klasifikasi Sistem Turbin Gas Berdasarkan Siklusnya ... 16
2.4.2 Klasifikasi Sistem Turbin Gas Berdasarkan Modifikasi. 17
2.4.3 Klasifikasi Sistem Turbin Gas Berdasarkan Kontruksi
Poros (Shaft).................................................................... 18
2.4.4 Klasifikasi Sistem Turbin Gas Sederhana ...................... 20
2.5 Komponen Turbin Gas Pembangkit Listrik ............................ 22
2.5.1 Komponen Utama Turbin Gas ....................................... 22
2.5.2 Komponen Penunjang Turbin Gas ................................. 32
2.6 Parameter Yang Mempengaruhi Kinerja Turbin Gas .............. 36
2.7 Proses – Proses Dasar Termodinamika ................................... 39
2.8 Pemodelan Termodinamika Turbin Gas .................................. 41
2.9 Unjuk Kerja Turbin Gas .......................................................... 47
2.10 Spesifikasi Turbin Gas ........................................................... 50
BAB III METODOLOGI PENULISAN DAN PEMBAHASAN
3.1 Diagram Alir Penulisan ........................................................... 54
3.2 Penjelasan Diagram Alir .......................................................... 56
3.2.1 Studi Literatur ................................................................ 56
3.2.2 Survey Lapangan ............................................................ 56
3.2.3 Boroscope Inspection dan Penggantian
combustion liner.............................................................. 56
3.2.4 Perumusan Masalah ....................................................... 58
3.2.5 Pengambilan Data Operasi Turbin Gas Unit 2 ............... 58
3.2.6 Perhitungan dan Analisa ................................................ 58
3.2.7 Kesimpulan dan Saran ................................................... 58
3.3 Pembahasan dan Analisa ......................................................... 59
3.3.1 Perhitungan Performa Turbin Gas PLTGU Unit 2 Beban
25 MW Sebelum Penggantian Combustion Liner .......... 59
3.3.2 Perhitungan Performa Turbin Gas PLTGU Unit 2 Beban
25 MW Setelah Penggantian Combustion Liner ............ 69

ix
3.4 Diagram Hasil Perhitungan Performa Turbin Gas
PLTGU Unit 2 ......................................................................... 78
BAB IV PENUTUP
4.1 Kesimpulan............................................................................... 82
4.2 Saran......................................................................................... 83
DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 84
DAFTAR SIMBOL ....................................................................................... 86
LAMPIRAN ................................................................................................... 88

x
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1.1 Peta Geografis PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan ................................................................................... 6
Gambar 1.2 Wilayah Kerja PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan ................................................................................... 7
Gambar 1.3 Pemasaraan Di PT.PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan ................................................................................... 8
Gambar 1.4 Struktur organisasi PT.PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera
Bagian Selatan Sektor Pembangkitan Keramasan ...................... 9
Gambar 2.1 Diagram Alir PLTGU .................................................................. 14
Gambar 2.2 Perbandingan Antara Siklus Kerja Turbin Gas dan Mesin
Piston............................................................................................ 15
Gambar 2.3 Siklus Terbuka ............................................................................. 16
Gambar 2.4 Siklus Tertutup ............................................................................ 17
Gambar 2.5 Siklus Turbin Regeneratif ........................................................... 17
Gambar 2.6 Siklus Turbin Gas Regenerator dengan Intercooling dan
Reheat .......................................................................................... 18
Gambar 2.7 Skema Turbin Gas Berporos Tunggal ......................................... 18
Gambar 2.8 Skema Turbin Gas Berporos Ganda ............................................ 19
Gambar 2.9 Skema Turbin Gas Poros Terpisah .............................................. 20
Gambar 2.10 Skema Turbin Gas Berporos Twin spool .................................. 20
Gambar 2.11 Heavy-Duty Gas Turbine .......................................................... 21
Gambar 2.12 Aeroderivative Gas Turbine GE LM6000 ................................. 21
Gambar 2.13 Turbin Gas Industri ................................................................... 21
Gambar 2.14 Small Gas Turbine ..................................................................... 22
Gambar 2.15 Micro Turbine ........................................................................... 22
Gambar 2.16 Inlet Guide Vane ........................................................................ 24

xi
Gambar 2.17 Kompresor Sentrifugal .............................................................. 25
Gambar 2.18 Kompresor Axial Rotor ............................................................. 25
Gambar 2.19 Can- Annular Combustion ........................................................ 26
Gambar 2.20 Annular Combustion ................................................................. 26
Gambar 2.21 Combustion Chamber Type Silo ................................................ 27
Gambar 2.22 Ruang Bakar Turbin Gas Hitachi .............................................. 27
Gambar 2.23 Combustion Liner Turbin Gas Hitachi ...................................... 28
Gambar 2.24 Zona Pembakaran Ruang Bakar ................................................ 28
Gambar 2.25 Bagian Turbin Pada Turbin Gas Hitachi ................................... 29
Gambar 2.26 Nozzle Vane ............................................................................... 30
Gambar 2.27 Blade/bucket Turbin Gas ........................................................... 30
Gambar 2.28 (a) Nozzle Vane Cooling System dan (b) Bucket Turbine
Cooling System ......................................................................... 31
Gambar 2.29 Bearing Turbin Gas Hitachi ....................................................... 31
Gambar 2.30 Rotor Turbin Gas Hitachi .......................................................... 32
Gambar 2.31 Exhaust sistem ........................................................................... 32
Gambar 2.32 Gear Box Turbin Gas Hitachi .................................................... 33
Gambar 2.33 Pendingin Pelumas Turbin Gas Hitachi .................................... 35
Gambar 2.34 Water Injection System Turbin Gas Hitachi .............................. 36
Gambar 2.35 Pengaruh Temperatur Lingkungan dan Rasio Udara
Terhadap Bahan Bakar Terhadap Efisiensi Termal.................... 38
Gambar 2.36 Turbin Gas Sederhana (Open Cycle) ......................................... 42
Gambar 2.37 Siklus Brayton P-v dan T-s ....................................................... 42
Gambar 2.38 Grafik Hubungan Rasio Kompresi dan Efisiensi Termal .......... 43
Gambar 2.39 Siklus Turbin Gas Aktual Dari Siklus Brayton ......................... 44
Gambar 2.40 Peta Kinerja Turbin Gas Siklus Sederhana ............................... 50
Gambar 2.41 PLTGU Unit 2 PT.PLN (Persero) Pembangkitan Sumbagsel
Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan ........................ 51
Gambar 2.42 Overview Turbin Gas Hitachi H-25 .......................................... 51

xii
Gambar 2.43 Kontruksi Turbin Gas Hitachi H-25 Heavy Duty
Gas Turbine ............................................................................... 53
Gambar 3.1 Diagram Alir Penulisan Ilmiah .................................................. 55
Gambar 3.2 Boroscope .................................................................................. 56
Gambar 3.3 (a) Proses Pelepasan Combustion Liner dan (b) Pemeriksaan
Boroscope Inspection ................................................................. 57
Gambar 3.4 Kerusakan Combustion Liner .................................................... 57
Gambar 3.5 Diagram Alir PLTGU Unit 2 PT.PLN (Persero) Sektor
Pembangkitan Keramasan .......................................................... 59
Gambar 3.6 Diagram Alir Turbin Gas PLTGU Unit 2 .................................. 63
Gambar 3.7 Diagram Alir Turbin Gas PLTGU Unit 2 .................................. 72
Gambar 3.8 Diagram Perbandingan Back Work Ratio .................................. 79
Gambar 3.9 Diagram Perbandingan Spesific Fuel Comsumption ................. 79
Gambar 3.10 Diagram Perbandingan Hate Rate ............................................ 80
Gambar 3.11 Diagram Perbandingan Air Fuel Ratio ..................................... 80
Gambar 3.12 Diagram Perbandingan Efisiensi Termal Turbin Gas ............... 81
Gambar 3.13 Diagram Perbandingan Efisiensi Turbin Gas ............................ 81

xiii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 1.1 Pembangkit Listrik PT.PLN (Persero) Sektor Keramasan ................. 6
Tabel 1.2 Sistem Jam Kerja PT.PLN (Persero) Sektor Keramasan .................... 10
Tabel 2.1 Karakteristik Kompresor .................................................................... 24
Tabel 2.2 Design Fuel System Turbin Gas Hitachi ........................................... 34
Tabel 2.3 Standar ISO 3977-2:1997 Standard Refence Conditions ................... 37
Tabel 2.4 Spesifikasi Turbin Gas Hitachi H-25 ................................................. 52
Tabel 2.5 Spesifikasi Material Turbin Gas Hitachi H-25 .................................. 52
Tabel 2.6 Spesifikasi Material Komponen Combustion Chamber Turbin Gas H
itachi H-25 .......................................................................................... 53
Tabel 3.1 Data Operasi GT Unit 2 Sebelum Penggantian Combustion Liner ... 60
Tabel 3.2 Data Operasi Bahan Bakar Gas Alam GT Unit 2 ............................... 60
Tabel 3.3 Data Operasi GT Unit 2 Setelah Penggantian Combustion Liner ...... 69
Tabel 3.4 Data Operasi Bahan Bakar Gas Alam GT Unit 2 .............................. 70

xiv
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran I Sertifikat Kerja Praktek di PT.PLN (Persero) Pembangkitan
Sumatera Bagian Selatan Sektor Pengendalian Pembangkitan
Keramasan.
Lampiran II Surat Keterangan Kerja Praktek di PT.PLN (Persero)
Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan Sektor Pengendalian
Pembangkitan Keramasan.
Lampiran III Form Bimbingan Penulisan Ilmiah
Lampiran IV Data Operasi Turbin gas PLTGU Unit 2 Berseta Data Bahan
Bakar Gas Alam Sebelum Penggantian Combustion liner.
Lampiran V Data Operasi Turbin gas PLTGU Unit 2 Berseta Data Bahan
Bakar Gas Alam Setelah Penggantian Combustion liner.
Lampiran VI Tabel A-22 Ideal Gas Properties of Air.
Lampiran VII Tabel A-20 Ideal Gas Spesific Heat of Some Common Gases.
Lampiran VIII Desain H-25 Gas Turbine dan Combustion Chamber

1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Banyaknya permintaan konsumsi tenaga listrik di Indonesia yang mulai
meningkat. Perusahaan Listrik Negara PT. PLN (Persero) melakukan perencanaan
dan pembangunan unit pembangkit tenaga listrik di wilayah Indonesia untuk
memenuhi kebutuhan listrik bagi masyarakat, hal ini disebabkan karena
pertumbuhan penduduk dan industri di indonesia yang terus berkembang
mengharuskan pemerintah untuk membangun pembangkit listrik baru. Salah satu
program permerintah untuk memenuhi kebutuhuan listrik di indonesia adalah
program pembangunan pembangkit listrik 35.000 MW yang merupakan proyek
pembangunan pembangkit listrik.
Pembangkit listrik tenaga gas dan uap (PLTGU) merupakan pembangkit
listrik gabungan antara pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) dan pembangkit
listrik tenaga uap (PLTU), dimana komponen utama PLTG adalah turbin gas.
Panas dari gas buang turbin gas digunakan untuk menghasilkan uap yang
digunakan sebagai fluida kerja di PLTU. Untuk menghasilkan uap kerja
dibutuhkan alat penukar kalor yaitu heat recovery steam generator (HRSG).
Secara garis besar sistem pembangkit listrik tenaga gas dan uap terdiri dari
beberapa peralatan yaitu turbin gas, turbin uap, kondensor, heat recovery steam
generator dan menara pendingin (cooling tower).
Pada Turbin Gas Unit 2 PLTGU PT.PLN (Persero) Sektor Pengendalian
Pembangkitan Keramasan sebagai pembangkit listrik mempunyai daya
keseluruhan 40 MW mengalami kerusakan pada ruang bakar utama (combustion
liner) turbin gas akibat over heating selama unit beroperasi. Akibatnya terjadi
perbaikan dan unit tidak beroperasi selama masa perbaikan dan penggantian
komponen combustion liner.
Dengan adanya kerusakan ruang bakar utama (combustion liner), dapat di
analisa unjuk kerja (performance) turbin gas unit 2 setelah penggantian dan

2
sebelum penggantian ruang bakar utama (combustion liner). Hal tersebut
dilakukan agar mengetahui karakteristik turbin gas.
Analisa dilakukan pada beban operasi turbin gas pada 25 MW setelah
penggantian dan sebelum penggantian combustion liner. Sehinga mengetahui
performa dari turbin gas unit 2 PLTGU PT. PLN (Persero) Sektor Pengendalian
Pembangkitan Keramasan.
1.2 Perumusan Masalah
Dalam studi ini dilakukan analisa pengaruh penggantian combustion liner
terhadap performa turbin gas beban 25 MW di PT. PLN (Persero) Sektor
Pengendalian Pembangkitan Keramasan untuk mengetahui berapa efisiennya
kinerja turbin gas tersebut.
1.3 Tujuan Penulisan
Tujuan dalam penulisan ilmiah ini adalah sebagai berikut:
1. Mengetahui kinerja turbin gas jenis heavy duty gas turbine.
2. Menganalisa karakteristik kondisi aktual turbin gas dari beban 25 MW
dengan menganalisa unjuk kerja dari diagram P-v dan T-s aktual.
3. Menganalisa efek performa turbin gas pada beban operari 25 MW setelah
dan sebelum penggantian ruang bakar utama (combustion liner).
4. Menganalisis back work ratio, air fuel ratio, spesific fuel ratio, hate rate
dan efisiensi turbin gas unit 2 PLTGU pada beban generator 25 MW di
PT.PLN (Persero) Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan.
1.4 Batasan Masalah
Batasan masalah dalam penulisan ilmiah ini antara lain sebagai berikut :
1. Data operasi diambil merupakan data beban operasi turbin gas 25 MW
setelah dan sebelum penggantian ruang bakar utama (combustion liner).
2. Data operasi yang diambil adalah data opersi turbin gas unit 2 PLTGU
didapatkan di CCR (Central control room) PLTGU PT. PLN (Persero)
Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan.

3
3. Data operasi bahan bakar gas alam didapatkan di PT. Pertamina Gas
Sebagai pemasok bahan bakar turbin gas PLTGU di PT.PLN (Persero)
4. Rasio panas spesifik udara dan gas diasumsikan sebagai gas ideal sesuai
siklus brayton ideal yang berlaku untuk aktual.
5. Perhitungan turbin gas didasarkan dalam teori termodinamika siklus
brayton.
6. Mesin turbin gas PLTGU di PT.PLN (Persero) Sektor Pengendalian
Pembangkitan Keramasan adalah mesin turbin gas siklus terbuka (open
cycle) jenis heavy duty gas turbine merk Hitachi H-25 Ts.11B0355-1E
rating 27.920 KW .
1.5 Metode Penulisan
Metode penulisan pada penulisan ilmiah untuk melakukan analisa
pengaruh penggantian combustion liner terhadap performa turbin gas beban 25
MW di PLTGU PT.PLN (Persero) Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan
sebagai berikut:
1. Metode literatur
Yaitu metode dengan cara mencari dan mengumpulkan sumber bacaan
atau literatur pada penyusunan penulisan ilmiah.
2. Metode observasi
Dengan mengumpulkan data-data pendukung dan dari hasil pengamatan
langsung di PT.PLN (Persero) Sektor Pengendalian Pembangkitan
Keramasan
3. Metode wawancara
Dengan melakukan wawancara dan diskusi langsung kepada dosen-dosen
khususnya dosen pembimbing dan Pembimbing di PT.PLN (Persero)
1.6 Sistematika Penulisan
Dalam penyusunan penulisan ilmiah ini penulis membagi menjadi empat
bab, yang masing-masing terdiri dari sub-bab. Hal tersebut dimaksudkan untuk

4
mempermudah dan mengarahkan pembahasan agar didapatkan informasi secara
menyeluruh. Kerangka penulisan tersebut diuraikan sebagai berikut :
BAB I PENDAHULUAN
Pada bab ini penulis akan membahas latar belakang,perumusan
masalah, tujuan penulisan, batasan masalah, metode penulisan
dan profil perusahaan.
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
Pada bab ini teori-teori dasar tentang turbin gas, komponen
utama turbin gas, komponen penunjang turbin gas, klasifikasi
turbin gas, parameter mempengaruhi kerja turbin gas, proses
dasar termodinamika, teori termodinamika siklus brayton dan
spesifikasi turbin gas.
BAB III METODOLOGI PENULISAN DAN PEMBAHASAAN
Pada bab ini berisi proses diagram alir proses penulisan ilmiah
dan data-data yang diperoleh dari studi lapangan operasi turbin
gas dan berisi perhitungan-perhitungan performa turbin gas,
grafik-grafik hasil perhitungan dan pengolahan data.
BAB IV KESIMPULAN DAN SARAN
Pada bab ini penulis menarik kesimpulan dari apa yang telah
diuraikan pada bab-bab sebelumnya dan mengemukakan saran-
saran yang mungkin akan bermanfaat bagi penulisan ilmiah.
1.7 Profil Perusahaan
1.7.1 Sejarah dan perkembangan perusahaan
Pada tahun 1962 adalah awal mula perencanaan dari pembangunan unit
PLTU PLN Pembangkitan Sektor Keramasan, dimana akibat ketidakmampuan
dari PLTD Boom Baru (dibawah pengelolaan PLN Cabang Palembang)
memenuhi permintaan kebutuhan tenaga listrik yang meningkat pada saat itu.
Setelah perencanaan pada tahun 1962, ditahun 1963 dimulai pelaksanaan
pembangunan berupa penyediaan tanah, penimbunanan rawa-rawa dan
penyediaan tempat pembangunan untuk bahan baku yang didatangkan dari

5
Yoguslavia. Kegiatan pembangunan mengalami slow down pada ntahun 1964-
1968, akibat kurangnya dana pembangunan. Adanya penetapan proyek
pembangunan lima tahun (Pelita) I Nasional (1 April 1969), maka pembangunan
dilanjutkan tahap demi tahap sampai tahun 1974.
Pada tanggal 1 Januari 1975, pelaksanaan pembangunan dan uji coba
operasi PLTU unit 1 dan unit 2 telah selesai, maka dari itu dibentuk satuan
organisasi dengan nama PLN Sektor Keramasan di bawah pengendalian Perum
PLN Wilayah IV Palembang, dengan wilayah kerja S2JB (Sumatera Selatan,
Jambi dan Bengkulu). Sejak tanggal 9 Agustus 1996, PLN Sektor Keramasan
berada di bawah PT. PLN (Persero) Pembangkitan dan Penyaluran Sumatera
Bagian Selatan dengan nama PT. PLN (Persero) Kitlur Sumatera Bagian Selatan
Pembangkitan Sektor Keramasan.
Seiring kebijakan Direksi PT. PLN (Persero) untuk memisahkan pengelola
unit pembangkit dan penyaluran dalam satuan organisasi yang berbeda, yaitu PT.
PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan dan PT.PLN (Persero)
Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Wilayah Sumatera, maka pada tanggal 27
Januari 2005, terjadi perubahan nama dari PT. PLN (Persero) Kitlur Sumatera
Bagian Selatan Sektor Keramasan menjadi PT. PLN (Persero) Pembangkitan
Sumatera Bagian Selatan Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan.
PT. PLN (Persero) Sektor Pengendalian Keramasan saat ini telah
mengoperasikan pusat-pusat pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan dan
pemerataan suplai tenaga listrik serta meningkatkan mutu dan keandalan energi di
wilayah Sumatera Selatan khususnya Palembang, yaitu:
1.Pusat Listrik Keramasan,
2.Pusat Listrik Indralaya,dan
3.Pusat Listrik Merah Mata.
Adapun pembangkit yang beroperasi pada PT. PLN (Persero)
Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan Sektor Pengendalian Pembagkitan
Keramasan dapat dilihat pada tabel 1.1

6
Tabel 1.1 Pembangkit Listrik PT.PLN (Persero) Sektor Keramasan [2].
Pembangkit Listrik
Jumlah
Unit
Kapasitas
Daya
Bahan
Bakar
Mulai
Beroperasi
PLTU Keramasan 2 12,5 MW
Natural
Gas
1974 (stop)
PLTG Wescan Keramasan 2 11,75 MW
Natural
Gas
1976 (unit 1);
1978 (unit 2)
PLTG Alshtom Keramasan 1 21,35 MW
Natural
Gas
1976
PLTGU Keramasan 2 80 MW
Natural
Gas
2013
PLTG Jakabaring GE
TM2500
3 18 MW CNG 2013
1.7.2 Lokasi dan tata letak pabrik
PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan berlokasi di jalan
Abikusumo Cokrosuyoso No.24 Kelurahan Kemang Agung, Kertapati,
Palembang. Lokasi perusahaan berada ± 6 Km dari pusat kota dan berada di
sebelah selatan Sungai Musi. Bila ditinjau dari tata letak PT. PLN (Persero)
Sektor Pembangkitan Keramasan berada disebelah timur dari Sungai Keramasan.
Dilihat dari depan unit PLTU berada ± 100 M dari pos keamanan, dan di belakang
PLTU keramasan terdapat 2 Unit PLTGU Keramasan.Peta Lokasi PT. PLN
(Persero) Sektor Keramasan dapat dilihat pada gambar 1.1
Gambar 1.1 Peta geografis PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan
[2].
PT. PLN (Persero) Sektor
Keramasan Sumatera
Selatan [2].

7
1.7.3 Produk
Produk yang dihasilkan dari PLTGU PT. PLN (Persero) Pembangkitan
Sumbagsel Sektor Pembangkitan Keramasan ini listrik 40 MW setiap pembangkit
dengan 2 unit pembangkit yang dimiliki, jadi total daya terpasang sebesar 2 × 40
MW = 80 MW. Masing-masing unit dengan daya sebesar 40 MW ini dihasilkan
dari generator turbin gas sebesar ± 27 MW dan dari generator turbin uap sebesar ±
13 MW. Namun, daya sebesar 2 MW dari setiap unit ini dikonsumsi sendiri oleh
PT. PLN Sektor Keramasan, jadi hanya daya sebesar 38 MW per unit yang
dipasarkan/dijual ke masyarakat, maka total daya yang dipasarkan dari PLTGU
PT. PLN (Persero) Sektor Keramasan yaitu sebesar 2 × 38 MW = 76 MW.
Gambar 1.2 Wilayah kerja PT.PLN (Persero) Pembangkit Sektor Keramasaan
[2].
1.7.4 Sistem pemasaran
PT. PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan Sektor
Pembangkitan Keramasan merupakan perusahaan yang bergerak dalam usaha
komersial dalam bidang pembangkitan tenaga listrik. Tegangan yang dihasilkan
generator yang berasal dari pembangkitan Sektor Keramasan menyalurkan listrik
sebesar 150 KV menuju ke UPT (Unit Penyalur Transmisi). UPT adalah gardu
induk di unit–unit pembangkit yang terdiri dari Pembangkit Sektor Keramasan,
pembangkit PLTU Bukit Asam, PLTU Tarahan, PLTU Ombilin dan lain-lain.

8
Arus dan tegangan listrik yang dihasilkan oleh pembangkit Sektor Keramasan
disalurkan kedua arah yaitu bagian pertama disalurkan ke kota Palembang sebesar
70 KV dan bagian kedua aliran listrik di distribusikan ke plant Sumatera seperti
Banda Aceh, Medan, Jambi, Lampung sebesar 11,5 KV. Kedua bagian ini di atur
oleh UPT (Unit Penyalur Transmisi). Distributor kota Palembang menurunkan
tegangan listrik sebesar 20 KV. Setelah diturunkan ke setiap penjulang (trafo)
yang kemudian disalurkan kerumah-rumah masyarakat sebesar 380-220 V.
Gambar 1.3 Pemasaran di PT. PLN (Persero) Pembangkitan Sektor Keramasan
[2].
1.7.5 Struktur organisasi dan manajemen perusahaan
Salah satu tujan utama didirikannya sebuah pabrik adalah untuk
memperoleh keuntungan yang maksimal. Untuk mencapai tujuan tersebut harus
ada sistem yang mengatur dan mengarahkan kerja dan operasional seluruh pihak
yang berkompeten dalam segala hal yang berkenaan dengan proses dan operasi
pabrik. Oleh karena itu, harus ada wadah dan tempat yang jelas bagi pihak – pihak
tersebut untuk melakukan aktifitas yang sesuai dengan kapasitas dan tingkat
intelejensinya. Wadah yang dimaksud diatas adalah sebuah organisasi atau
lembaga proses perorganisasian adalah upaya untuk menyeimbangkan kebutuhan
pabrik akan stabilitas dan perusahaan.
PT. PLN (Persero) Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan telah
menerapkan standar ISO 9001 : 2008, ISO 1400 : 2004 & SMK3 yang dilengkapi
dengan perangkat kerja yang disusun dalam satu susunan organisasi line and staff,
dimana pimpinan tertinggi dipimpin oleh Manager Sektor yang membawahi
Asisten Manajer Engineering, Asisten Manajer Operasi dan Pemeliharaan dan
Asisten Manajer SDM & Administrasi, dan langsung membawahi seluruh
Manajer-manajer Pusat Listrik yaitu Manajer PLTD/PLTG Mata Merah, Manajer
PLTGU Indralaya dan Manajer PLTGU Keramasan.
SEKTOR
KERAMASAN
Masyarakat
Distributor
UPT

9
Manajer sektor bertugas merumuskan rencana dan program kerja,
membina bawahan, mengkoordinir dan mengarahkan kegiatan di lingkungan
sektor serta mengendalikan penggunaan sumber daya manusia agar efisiensi dan
efektif dalam memproduksi tenaga kerja. Struktur organisasi dapat dilihat pada
Gambar 1.4
Gambar 1.4 Struktur organisasi PT. PLN (Persero) Pembangkit Sumatera
Bagian Selatan Sektor Pembangkit Keramasan [2].
ASISTEN MANAJER
SDM & ADM
MANAJER SEKTOR
SENIOR
SPECIALIST/
ANALYST/ASS.
ANALYST QUALITY
ASSURANCE
SPV PELAKSANA
PENGADAAN SENIOR SPECIALIST
II/ANALYST/ASS.AN
ALYST MANAJEMEN
RESIKO
ANALYST/ASSIST
ANT ANALYST
KINERJA
MANAJER PUSAT
LISTRIK KERAMASAN
SUPERVISOR OPERASI
SHIFT A
SUPERVISOR OPERASI
SHIFT B
SUPERVISOR OPERASI
SHIFT C
SUPERVISOR
PEMELIHARAAN
SUPERVISOR OPERASI
SHIFT D
SUPERVISOR
LINGKUNGAN K2 & ADM
ASISTEN MANAJER
OPERASI DAN
PEMELIHARAAN
ASISTEN MANAJER
ENJINERING
SUPERVISOR
ENJINIRING
SPV. LINGKUNGAN
DAN KESELAMATAN
KETENAGALISTRIKAN
SUPERVISOR SDM &
UMUM
SUPERVISOR
KEUANGAN
SUPERVISOR
LOGISTIK

10
1.7.6 Manajemen Perusahaan
Sistem kerja yang digunakan oleh PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan Palembang adalah system kerja shift dan non shift, adapun peraturan
kerja yang berlaku di PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan dapat
dilihat pada Tabel 1.2
Tabel 1.2 Sistem Jam Kerja PT.PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan [2].
Waktu Kerja
Lembaga
Jadwal
Hari Waktu
Shift
(Operator CCR/ Operator Lokal/
Operator WTP)
07.30 - 16.00
Senin - Minggu 16.00 - 23.00
23.00 - 07.30
Non Shift
(Administrasi/ Karyawan OPHAR/
Karyawan Enjiniring/ Karyawan
Sektor/ Pejabat kantor Sektor/
Pejabat kantor Pembangkit)
Senin - Kamis 07.30 - 16.00
Istirahat 12.00 - 13.00
Jum'at 07.30 - 16.00
Istirahat 11.30 - 13.00
Sabtu Libur
1.7.7 Peraturan Kerja
Adapun peraturan kerja PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan Palembang yang diterapkan adalah sebagai berikut:
1. Hak pegawai
Berikut adalah hak pegawai yang di peroleh pegawai PT. PLN (Persero)
Sektor Pembangkitan Keramasan Palembang berdasarkan tugas yang
dilaksanakan, yaitu:
a. Memperoleh penghasilan sesuai dengan tugas dan tanggung jawabnya
b. Melaksanakan cuti apabila telah memenuhi persyaratan
c. Memperoleh perawatan ketika pegawai mengalami kecelakaan dalam
menjalankan tugas dan kewajiban.

11
d. Memperoleh tunjangan cacat apabila pegawai mengalami kecelakaan
yang mengakibatkan cacat tetap.
e. Memperoleh pemeliharaan kesehatan beserta keluarganya sesuai
dengan ketentuan yang berlaku di Perseroan.
f. Memperoleh tunjangan kematian apabila pegawai meninggal dunia
dalam menjalankan tugas dan kewajiban.
g. Memperoleh bantuan kematian dalam hal pegawai meninggal dunia.
h. Memperoleh manfaat pension dalam hal pegawai telah memenuhi
persyaratan yang telah ditentukan .
i. Memperoleh hak – hak kepegawaian lainnya sesuai dengan ketentuan
yang berlaku
2. Kewajiban pegawai
Berikut adalah kewajiban pegawai yang di peroleh pegawai PT. PLN
(Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan Palembang berdasarkan tugas
yang dilaksanakan, yaitu:
a. Memberikan keterangan yang sebenarnya mengenai data pribadi,
keluarga maupun mengenai pekerjaan pada perusahaan.
b. Melaksanakan semua tugas atau perintah dan pekerjaan yang diberikan
oleh perusahaan dengan sebaik-baiknya dan dengan penuh rasa
tanggung jawab.
c. Menyimpan semua keterangan yang dianggap sebagai rahasia
perusahaan yang didapat karena jabatannya maupun di dalam
pergaulannya di lingkungan perusahaan.
d. Setia kepada perusahaan dan menjaga citra serta membela kepentingan
perusahaan.
e. Selalu mejaga kesopanan dan kesusilaan serta norma-norma pergaulan
yang berlaku di masyarakat.
f. Menjaga dan memelihara barang–barang milik perusahaan yang
dipercayakan kepadanya atau yang digunakan dalam pelaksanaan tugas.
g. Disiplin pada jam kerja yang telah ditetapkan.

12
h. Mentaati dan melaksanakan setiap ketentuan/peraturan yang berlaku di
lingkungan perusahaan.
i. Selalu berusaha meningkatkan pelayanan kepada pelanggan.
3. Larangan pegawai
Berikut adalah larangan pegawai yang di peroleh pegawai PT. PLN
(Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan Palembang berdasarkan tugas
yang dilaksanakan, yaitu:
a. Melakukan hal-hal yang tidak patut dilakukan pegawai yang
bermatabat.
b. Menyalahgunakan wewenang jabatan.
c. Melakukan perbuatan yang dapat merugikan perusahaan.
d. Melalaikan tugas kedinasan.
e. Bekerja untuk Negara asing, bidang usaha lain atau instansi di luar
perusahaan tanpa izin tertulis dari perusahaan.
1.7.8 Fasilitas Karyawan
Karyawan PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan Keramasan Palembang
diberikan fasilitas sebagai berikut :
1. Perumahan
Perumahan karyawan yang terletak ± 500 M dari perusahaan khusus untuk
PLTU Sektor Keramasan Palembang.
2. Pelayanan kesehatan
Karyawan dan keluarga PT. PLN (Persero) Sektor Pembangkitan
Keramasan diberikan fasilitas penggantian biaya pengobatan pada dokter
praktek yang ditunjuk oleh perusahaan.
3. Pendidikan
Dilakukan pelatihan dan Diklat bagi pegawai perusahaan dengan
melakukan kerja sama dengan pihak yang terkait.
4. Transportasi
Transportasi yang diberikan adalah saran antar jemput karyawan yang
bertugas di Pusat Listrik Indralaya dan Merah Mata.

13
5. Olahraga
Fasilitas yang ada dibidang olah raga adalah lapangan voli, tenis lapangan,
bulu tangkis dan pada setiap hari Jum’at diadakan kegiatan senam

14
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU)
Pembangkit listrik tenaga gas dan uap merupakan pembangkit listrik
gabungan antara pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) dan pembangkit listrik
tenaga uap (PLTU) atau disebut dengan siklus gabungan (combine cycle). Energi
panas PLTG pada gas buang turbin gas yang terbuang kelingkungan memiliki
temperatur yang relatif tinggi dan dengan demikian secara efektif dapat digunakan
untuk menghasilkan daya. Gas buang bertemperatur tinggi yang keluar dari turbin
gas digunakan untuk memasok energi ke boiler atau (Heat recovery steam
generator) HRSG untuk menghasilkan uap sebagai fluida kerja PLTU. Terlihat
pada gambar 2.1 merupakan diagram alir PLTGU.
Gambar 2.1 Diagram alir PLTGU [7].
2.2 Pengertian Turbin Gas
Turbin gas merupakan mesin konversi energi yang banyak digunakan pada
pembangkit listrik. Turbin gas adalah suatu mesin thermal yang fluidanya adalah
udara dan bahan bakar, dimana proses pembakaran fluidanya terjadi secara
internal combustion. Di dalam turbin gas energi kinetik dikonversikan menjadi
energi mekanik melalui udara bertekanan yang memutar poros turbin sehingga
menghasilkan daya. Proses konversi energi yang terjadi melalui tiga tahapan,

15
yaitu compression, combustion dan expansion. Proses yang terjadi di turbin gas
dan motor piston memliki kesamaan hanya tempat terjadinya proses compression,
combustion dan expansion pada sistem turbin gas berlangsung didalam komponen
berlainan, sedangkan pada motor piston ketiga proses tersebut berlangsung di
dalam silinder [15].
Gambar 2.2 Perbandingan antara siklus kerja turbin gas dan mesin piston [8].
2.3 Prinsip Kerja Turbin Gas
Turbin gas sederhana memliki komponen utama yaitu, kompressor, ruang
bakar dan turbin. Prinsip kerja turbin gas yaitu udara masuk kedalam kompresor
melalui saluran masuk udara (inlet). Kompresor ini berfungsi untuk menghisap
dan menaikkan tekanan udara tersebut, akibatnya temperatur udara juga
meningkat, kemudian udara yang telah dikompresi ini masuk ke ruang bakar
(combustion chamber). Di dalam ruang bakar, bahan bakar disemprotkan ke udara
melalui (nozlle) sehingga bercampur dengan udara bertekanan dan kemudian
dinyalakan dengan suatu alat penyala (igniter) hingga terbakar.
Proses tersebut dialirkan ke turbin gas melalui suatu nozel yang berfungsi
untuk mengarahkan aliran tersebut ke sudu-sudu turbin. Daya yang dihasilkan
oleh turbin gas tersebut digunakan untuk memutar kompresornya sendiri dan
memutar bebanlainya seperti kompresor, generator listrik dan gearbox. Setelah
melewati turbin, gas hasil pembakaran akan dibuang keluar melalui saluran buang
(exhaust) ke lingkungan. Turbin gas memerlukan udara untuk pembakaran dimana
gas panas yang dihasilkan berfungsi sebagai fluida kerja. Dibandingkan dengan
motor bakar piston, udara yang diperlukan turbin gas relaitif sangat banyak, yaitu

16
3 sampai lebih 10 kali lebih besar. Hal ini disebabkan karena proses pembakaran
didalam ruang bakar berlangsung kontinu pada tekanan konstan sehingga
temperatur gas pembakaran maksimum masuk turbin harus dibatasi sesuai dengan
kekuatan material yang digunakan dan umur pakai yang direncanakan [5].
Secara umum proses yang terjadi pada suatu sistem turbin gas sebagai
berikut:
1. Pemampatan (compression) udara dihisap dan dimampatkan.
2. Pembakaran (combustion) bahan bakar dicampurkan ke dalam ruang bakar
dengan udara kemudian di bakar.
3. Ekspansi (expansion) gas hasil pembakaraan memuai dan mengalir ke
turbin gas.
4. Pembuangan gas (exhaust) gas hasil pembakaran dikeluarkan lewat saluran
pembuangan.
2.4 Klasifikasi Turbin Gas
Turbin gas dapat dibedakan berdasarkan siklus, kontruksi poros,modifikasi
dan simple cycle sebagai berikut:
2.4.1 Klasifikasi sistem turbin gas berdasarkan siklusnya
1. Siklus terbuka (Open cycle)
Pembangkit tenaga turbin siklus terbuka lebih umum dan banyak
digunakan. Didalam model siklus terbuka, udara atmosfir ditarik secara
terus menerus ke dalam kompresor, dimana udara di kompresi memiliki
tekanan tinggi. Udara dikompersi dengan bahan bakar dan proses
pembakaran terjadi yang menghasilkan produk pembakaran pada
temperatur yang tinggi. Produk hasil pembakaran melakukan ekpansi ke
turbin dan ahkirnya dibuang ke lingkungan.
Gambar 2.3 Siklus terbuka [4].

17
2. Siklus tertutup (Close cycle)
Dalam pengoperasian siklus tertutup ruang pembakaran digantikan dengan
alat penukar kalor di mana energi memasuki siklus dari sumber suatu
sumber luar. Gas yang keluar dari turbin melewati alat penukar kalor (heat
exchanger), dimana kemudian gas panas tersebut didinginkan sebelum
kembali mamasuki kompresor.
Gambar 2.4 Siklus tertutup [4].
2.4.2 Klasifikasi turbin gas berdasarkan modifikasi
1. Turbin gas regeneratif
Temperatur di pembungan turbin gas simple cycle pada umumnya lebih
besar jika dari temperatur lingkungan. Pada turbin gas regeneratif, gas
pembunangan dimanfaatkan dengan menggunakan alat penukar kalor yaitu
regenerator, dimana udara yang keluar kompresor akan memalui proses
pemanasan (preheated) sebelum memasuki ruang bakar (combustor
chamber),sehingga akan mengurangi jumlah bahan bakar yang dibutuhkan
untuk pembakaran.
Gambar 2.5 Siklus turbin regeneratif [3].
2. Turbin gas intercooling, pemanas ulang (Reheat) dan regenertif
Modifikasi turbin gas jenis ini mengunakan intercooling, pemanas ulang
dan regenerator. Pemanas ulang diantara tingkatan turbin dan intercooling

18
antara tingkatan kompressor akan memberikan keutungan penting yaitu
keluaran kerja netto akan meningkat dan potensi untuk regenerasi akan
bertambah. Oleh sebab itu, jika pemanasan ulang dan intercooling
digunakan bersama-sama regenerator akan terjadi peningkatan kinerja
yang subtansial akan dicapai.
Gambar 2.6 Siklus Turbin gas regenerator dengan intercooling dan
reheat [3].
2.4.3 Klasifikasi turbin gas berdasarkan konstruksi poros (Shaft)
1. Turbin gas berporos tunggal (Single shaft gas turbine)
Turbin gas satu poros terdiri dari compressor, combustor dan turbine
seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.7. Daya dari keluaran turbin
diserap oleh kompresor, sehingga memberikan tenaga untuk proses
kompresi melalui poros yang menghubungkan kompresor dan turbin.
Keluaran daya yang tersisa dari turbin digunakan untuk menggerakkan
beban generator. Turbin gas satu poros paling banyak digunakan untuk
operasi kecepatan tetap seperti pembangkit listrik dan industri. Turbin gas
satu poros memiliki keuntungan mencegah kondisi over speed karena daya
tinggi yang dibutuhkan oleh kompresor [12].
Gambar 2.7 Skema turbin gas berporos tunggal [12].

19
2. Turbin gas berporos ganda (Two shaft gas turbine)
Turbin gas berporos ganda terdiri dari compressor, combustor, high
pressure turbine dan low pressure turbine. Pada turbin tekanan tinggi,
kompresor dan ruang bakar disebut generator gas, sedangkan pada turbin
tekanan rendah disebut dengan turbin daya pada Gambar 2.8. Fungsi
generator gas adalah menghasilkan gas bertekanan tinggi dan suhu tinggi
untuk turbin daya. Turbin berporos ganda beroperasi dengan variasi
kecepatan dan torsi yang signifikan dengan permintaan daya. Keuntungan
utamanya adalah kebutuhan daya awal yang lebih kecil, karena generator
gas hanya perlu diputar saat start dan kinerja yang lebih baik.
Kelemahannya adalah dapat menyebabkan over speed terhadap turbin daya
[12].
Gambar 2.8 Skema turbin gas berporos ganda [12].
3. Turbin gas poros terpisah (Separate shaft gas turbine)
Turbin gas poros terpisah terdiri dari high pressure compressor, low
pressure compressor, compressor, combustor, high pressure turbine dan
low pressure turbine. Turbin poros teripisah pada poros generator gas dan
poros turbin daya kontruksinya terpisah, tetapi masih terletak pada sumbu
putar yang sama. Keuntungan memakai turbin jenis poros terpisah adalah
jika terjadi perubahan beban secara tiba-tiba kerja daripada kompresor
tetap, sehingga debit udara yang dihasilkan kompresor tetap.

20
Gambar 2.9 Skema turbin gas poros terpisah [12].
4. Turbin gas berporos twin spool
Turbin gas poros twin spool atau twin shaft terdiri dari high pressure
compressor, low pressure compressor, combustor, high pressure turbine
dan low pressure turbine. Kontruksi turbin gas ini memiliki dua poros
yang diameternya berbeda pada gambar 2.10. Jenis ini banyak digunakan
pada mesin turbin gas pesawat terbang.
Gambar 2.10 Skema turbin gas berporos twin spool [12].
2.4.4 Klasifikasi sistem turbin gas sederhana (Simple cycle)
Turbin gas sederhana (simple cycle) adalah turbin gas yang banyak
digunakan pada industri dan aircraft. Turbin gas sederhana dikelompokan
menjadi lima jenis adalah sebagai berikut:
1. Heavy-duty gas turbine
Tipe heavy-duty gas turbine banyak digunakan untuk pembangkit listrik
tenaga gas dan uap (PLTGU) atau combine cycle. Frame berukuran besar
dan unit pembangkit menghasilkan daya mulai dari (3-480) MW. Secara
sederhana konfigurasi siklus dengan efisiensi berkisar antara (30-55) %
[7].

21
Gambar 2.11 Heavy-duty gas turbine [1].
2. Aircraft-derivative gas turbine
Aircraf-derivative adalah unit pembangkit tenaga listrik, yang berasal dari
industri kedirgantaraan sebagai penggerak utama pesawat terbang turbin
ini relatif lebih ringan. Unit-unit ini telah disesuaikan dengan industri
pembangkit listrik PLTG dengan menyingkirkan kipas bypass (fan) dan
menambahkan turbin daya. Unit-unit ini memiliki daya dari (2,5-50) MW.
Efisiensi unit ini bisa berkisar antara (35-45)% [7].
Gambar 2.12 Aeroderivative gas turbine GE LM6000 [11].
3. Industrial-type gas turbine
Turbin gas jenis industri berkapasitas berkisar dari sekitar (2,5-20) MW
Jenis turbin ini banyak digunakan dipetrokimia. Efisiensi turbin gas jenis
ini sekitar 30 % [7].
Gambar 2.13 Turbin gas industri [7].

22
4. Small gas turbine
Turbin gas memiliki daya sekitar (0,5-2,5) MW. Turbin ini memakai
kompresor sentrifugal dan radial inflow turbine. Efisiensi dalam aplikasi
siklus sederhana bervariasi dari (15-25)% [7].
Gambar 2.14 Small gas turbine [5].
5. Micro turbine
Daya turbin mikro berkisar dari (20-350) kW. Turbin mikro menggunakan
turbin dan kompressor arus radial seperti yang terlihat pada Gambar 2.15.
Untuk meningkatkan efisiensi termal secara keseluruhan digunakan
regenerator dalam desain turbin mikro dan dalam kombinasi dengan
pendingin penyerapan atau lainnya.
Gambar 2.15 Micro turbines [5].
2.5 Komponen Turbin Gas Pembangkit Listrik
Secara umum komponen turbin gas pada unit pembangkit listrik terbagi
menjadi dua yaitu komponen utama turbin gas dan komponen penunjang turbin
gas yang akan dijelaskan sebagai berikut:
2.5.1 Komponen utama turbin gas
Penjelasan komponen-komponen utama dari sebuah turbin gas pembangkit
listrik adalah sebagai berikut :

23
1. Air inlet system
Air inlet system berfungsi sebagai penyaring udara sebelum masuk
kompersor. Komponen air inlet system terdiri dari beberapa sistem yaitu:
a. Inlet air filter house
Merupakan tempat susunan filter-filter udara sebagai casing atau rumah.
b. Air filter
Berfungsi sebagai penyaring udara masuk ke turbin gas. Air filter ini
terdiri dari :
a) Bird screens, untuk mencegah masuknya partikel yang berukuran
besar.
b) Pre filter, merupakan filter yang menyaring sebagian besar
kontaminan yang dibawa udara seperti debu sebelum masuk ke final
filter.
c) Final filter, adalah filter udara utama yang menyaring kotoran
setelah pre filter biasanya berupa bag canister filter.
d) Evaporative cooler, adalah pendingin udara setelah final filter yang
akan masuk kedalam unit untuk proses pembakaran.
e) FOD (Foreign object damage), yaitu penyaring terakhir sebelum
masuk ke inlet bellmouth/inlet volute.
c. Silencer
Silencer berfungsi untuk meredam suara udara yang akan memasuki
ruang compressor.
d. Inlet volute
Merupakan bagian yang mengarahkan aliran udara dari filter untuk
pembakaran agar mengalir secara axial menuju inlet gas turbine.
e. Clean air plenum
Merupakan sisi dalam rumah filter yang berisi udara bersih setelah
filter, nantinya akan membagi udara bersih tersebut untuk pembakaran
dan untuk pendinginan generator.
f. Inlet bellmouth
Berfungsi untuk membagi udara agar merata pada saat memasuki ruang
kompresor.

24
2. Inlet guide vane (IGV)
Merupakan komponen yang berfungsi sebagai pengatur jumlah udara yang
masuk ke kompresor agar sesuai dengan yang diperlukan. Kontruksi inlet
gauge vane terletak sebelum inlet kompresor turbin gas. Terlihat pada
gambar 2.16.
Gambar 2.16 Inlet guide vane [1].
3. Kompresor
Kompresor berfungsi untuk mengalirkan dan menaikkan tekanan udara
dari air inlet system sesuai dengan spesifikasi rancangan. Umumnya,
panjang kompresor adalah fungsi dari rasio aliran dan tekanan massa
berapapun jumlah tahapannya. Dua definisi efisiensi digunakan untuk
menggambarkan kinerja kompresor yaitu, efisiensi polytropik mencirikan
efisiensi aerodinamis dari tingkat tekanan rendah dari kompresor dan
efisiensi isentropik atau adiabatik yang menggambarkan efisiensi proses
termodinamika [14]. Karasteristik jenis kompresor turbin gas dapat dilihat
pada tabel 2.1.
Tabel 2.1 Karakteristik kompresor [5].
Ada dua jenis kompresor yang biasanya digunakan pada turbin gas
pembangkit listrik adalah sebagai berikut:

25
a. Kompresor Sentrifugal
Kompresor sentrifugal pada dasarnya terdiri dari sebuah rotor (bagian
yang berputar) atau impeler dan sebuah stator (bagian yang tidak
berputar) yang berfungsi sebagai difuser. Pada kompressor sentrifugal
udara masuk dalam arah sejajar sumbu rotor dan keluar dari rotor dalam
arah tegak lurus sumbu rotor terlihat pada gambar 2.17.
Gambar 2.17 Kompresor sentrifugal [5].
b. Kompresor aksial
Kompresor ini dinamakan kompresor aksial karena udara mengalir
sejajar terhadap poros tidak seperti kompresor sentrifugal. Kompresor
aksial membutuhkan banyak tingkat untuk mendapat udara bertekanan
tinggi. Tiap tingkat terdiri dari satu baris sudu gerak yang terpasang
pada rumah kompresor. Sebagai perbandingan dengan kompresor
sentrifugal, kompresor aliran aksial bisa mencapai 15-17 tingkat sudu
(blade) untuk menghasilkan tekanan operasi yang diinginkan.
Gambar 2.18 Komporesor axial rotor [5]
4. Ruang bakar (Combustion chamber)
Combustion chamber merupakan tempat terjadinya proses pembakaran
antara bahan bakar dengan fluida kerja yang berupa udara bertekanan

26
tinggi dan bersuhu tinggi dari kompresor, dimana hasilnya berupa gas
bersuhu tinggi tersebut digunakan untuk mendorong sudu-sudu turbin.
Combustion chamber pada turbin gas memiliki jenis pembakaran dan tata
letak pembakaran yaitu :
a. Can-annular
Pembakar berbentuk tabung terdiri dari liner silinder yang dipasang
Secara konsentris didalam selubung silinder. Desainnya biasanya
memiliki 6 -10 tabung, disusun di dalam casing annular tunggal .
Gambar 2.19 Can-annular combustion [8].
b. Annular
Annular dipasang secara konsentris di dalam anular selubung. Dalam
banyak hal, ini adalah bentuk ruang yang ideal, karena tata letak
aerodinamika yang bersih menghasilkan unit kompak yang kehilangan
tekanan lebih rendah daripada jenis pembakar lainnya.
Gambar 2.20 Annular combustion [8].

27
c. Silo combustion
Pembakar jenis Silo adalah pembakaran jenis samping ditemukan pada
turbin industri besar terutama desain eropa. Memiliki dua ruang bakar
pada sisi samping turbin gas. Biasanya kontruksi turbin gas tipe heavy
duty dengan dua tipe silo-side combustors.
Gambar 2.21 Combustion chamber type silo [7].
Pada instalasi ruang bakar (combustion chamber) turbin gas terdiri dari
beberapa bagian diantaranya adalah:
a. Ruang bakar pembakaran (Casing)
Merupakan tempat terjadinya seluruh proses pembakaran. fungsinya
sebagai tempat terjadinya pencampuran antara udara yang telah
dikompresi dengan bahan bakar udara yang masuk.
Gambar 2.22 Ruang bakar turbin gas hitachi [1].
b. Ruang bakar utama (Combustion liner)
Merupakan komponen yang terdapat didalam combustion chamber,
yang berfungsi sebagai tempat dimana bahan bakar dan udara dicampur
dan juga merupakan tempat berlangsungnya pembakaran. Bagian ini
memiliki sirip-sirip sebagai saluran masuknya udara kedalam ruang

28
bakar dan juga berfungsi untuk mendinginkan combustion liner ini
sendiri [7].
Gambar 2.23 Combustion liner turbin gas hitachi [1].
c. Pematik nyala api (Spark flug/ignitor)
Komponen ini berfungsi sebagai pemantik api sehingga proses
pembakaran dapat terjadi. Ignitor ini menggunakan arus listrik untuk
menciptakan percikan api. Ignitor hanya digunakan pada proses awal
penyalaan turbin gas, jika api di dalam ruang bakar sudah menyala,
maka ignitor akan otomatis mati terlihat pada gambar 2.22.
d. Nozzle (Injector )
Merupakan komponen yang berfungsi untuk menyemprotkan bahan
bakar gas kedalam combustion liner dan bercampur dengan udara. Fuel
nozzle terdapat pada ujung combustion chamber dan masuk ke
combustion liners.
e. Flame detector
Merupakan sensor yang mendeteksi nyala pengapian di dalam ruang
bakar.
Ruang bakar (combustion chamber) turbin gas memiliki tiga zona
pembakaran terlihat pada gambar 2.24 sebagai berikut:
Gambar 2.24 Zona pembakaran ruang bakar [5].

29
a. Zona utama (Primary zone)
Primary zone merupakan daerah dimana udara berdifusi dengan udara
dari kompresor untuk membentuk campuran udara dan bahan bakar
yang membentuk aliran turbulensi yang siap.
b. Zona menengah (Intermediate zone)
Intermediate zone adalah zona penyempurnaan pembakaran sebagai
kelanjutan pembakaran pada primary zone.
c. Zona reduksi temperatur (Dilution zone)
Dilution zone merupakan zona untuk mereduksi temperatur gas hasil
pembakaran pada keadaan yang diinginkan pada saat masuk first stage
nozzle.
5. Turbin section
Turbin berfungsi sebagai tempat terjadinya proses konversi dari energi
kinetik gas menjadi energi mekanik yang digunakan sebagai tenaga
penggerak kompresor, generator dan juga perlengkapan lainnya. Aliran gas
panas dari combustion chamber memiliki temperatur mendekati 1500 °C
melewati nozzle dan sudu turbin sehinga terjadi pertukaran energi
mekanik.
Gambar 2.25 Bagian turbin pada turbin gas hitachi [1].
Turbin memiliki bebarapa tingkat sesuai dengan peracangan, satu tingkat
turbin terdiri dari satu baris sudu tetap atau nosel, dan satu baris sudu
gerak. Kontruksi turbin pada gambar 2.25, terdiri dari beberapa bagian
pendukung kinerja turbin, antara lain:

30
a. Nozzle vane
Nozzle vane berfungsi adalah mengarahkan aliran kerja yang panas dan
mengubahnya agar bisa memasuki tahap rotor turbin pada sudut yang
tepat. Nosel tahap pertama memiliki temperatur gas yang tinggi dan
kecepataan gas yang tinggi. Gas yang memasuki nosel tahap pertama
secara teratur berada di atas suhu leleh logam struktural. Kondisi ini
menghasilkan perpindahan panas tinggi ke nozel, sehingga pendinginan
diperlukan [10].
Gambar 2.26 Nozzle vane [1].
b. Diaphragm
Berfungsi untuk mencegah kebocoran gas pembakaran pada dinding
dalam nozzle turbin dengan turbin rotor.
c. Sudu/blade turbin
Sudu turbin adalah bagian yang berputar akibat gas pembakaran
diarahkan oleh nozzle vane, sehingga gas pembakaran mendorong sudu
untuk memutar poros. Kontruksi sudu turbin pada turbin gas terdiri dari
berapa tingkat sesuai perancangan.
Gambar 2.27 Blade/bucket turbin gas [1].
d. Turbine cooling method
Turbine colling method adalah sistem pendingin pada sudu dan vane
nozzle turbin gas yang berkerja kontinu pada putaran tinggi dan
temperatur tinggi, sedangkan kekuatan material turun dengan naiknya
temperatur. Untuk mendinginkan blade dan nozzle sering kali dibuat
lubang-lubang kecil terlihat pada gambar 2.28 dimana udara pendingin

31
mengalir dari dalam sudu melalui dinding sudu yang berlubang kecil.
metode ini adalah yang paling efektif melindungi material sudu dan
nosel pada temperatur tinggi.
(a) (b)
Gambar 2.28 (a) Nozzle vane cooling system dan (b) Bucket turbine
cooling system [10].
6. Bantalan (Bearing)
Bearing berfungsi sebagai elemen yang menumpu rotor turbin gas. Pada
turbin gas memiliki dua jenis bearing yaitu jurnal bearing dan thrust
bearing. Juornal bearing ditempatkan di exhaust frame untuk mendukung
sisi turbin dan sisi kompresor di depan inlet casing, sedangkan thurust
bearing ditempatkan pada inlet casing sebelum jurnal bearing.
Gambar 2.29 Bearing turbin gas hitachi [1].
7. Rotor turbin gas
Rotor merupakan komponen yang berputar sebagai penghasil daya untuk
menggerakan generator dan reduction gear. Rotor akan berputar jika aliran
fluida kerja masuk pada kompresor dan turbin. Kerja rotor berputar untuk
menghasilkan daya ditunjang oleh bantalan pada gambar 2.30.

32
Gambar 2.30 Rotor turbin gas hitachi [1].
8. Exhaust section
Exhaust section adalah bagian akhir turbin gas yang berfungsi sebagai
saluran pembuangan gas panas sisa yang keluar dari turbin gas. Gas panas
keluar dari gas turbin melalui exhaust diffuser dalam exhaust frame
assembly dan kemudian dibuang ke atmosfer melauli stack. Fungsi diffuser
sebagai pengarah aliran gas buang yang memiliki temperatur tinggi ke
frame exhaust, sedangkan pada frame exhaust berfungsi untuk mengubah
aliran gas buang menjadi vertikal menuju ke stack. Temperatur yang
ditinggi pada saat pembuangan terkadang dimanfaatkan kembali untuk
mengahasikan energi melalui boiler.
Gambar 2.31 Exhaust sistem [10].
2.5.2 Komponen Penunjang Turbin Gas
Ada beberapa komponen penunjang turbin gas pembangkit listrik adalah
sebagai berikut :

33
1. Starting means
Jenis-jenis starting yang digunakan di unit-unit turbin gas pada umumnya
adalah :
a. Diesel engine
b. Motor electric
2. Reduction gear system
Berfungsi untuk memindahkan daya dan putaran dari poros yang bergerak
ke poros yang akan digerakkan. Ada berapa komponen didalam reduction
gear system turbin gas sebagai berikut :
a. Reduction gear, sebagai gear penghubung komponen utama.
b. Turning motor, berfungsi untuk memutar turbin gas pada saat tidak
beroperasi dan pada saat proses pembersihan kompresor water washing.
c. SSS cuopling, sebagai pemutus/penyabung putaran ke poros putaran
tinggi
d. Motor starting, sebagai komponen untuk menghidupkan turbin gas
Gambar 2.32 Gear box turbin gas hitachi [1].
3. Water treatment plant (WTP)
Water treatment plant adalah tempat untuk memproses atau menghasilkan
air bersih dan air demineralized yang digunakan untuk kebutuhan di area
turbin gas. Dalam WTP ini terdapat beberapa komponen untuk proses air
bersih dan air demin yang juga di injeksikan beberapa jenis kimia dengan
komposisi tertentu yang sudah di uji dilabotarium. Air yang diproduksi
dari WTP memenuhi semua kebutuhan air seperti portable water, hydrant,

34
cooling tower dan juga air demineralized yang di gunakan unit turbin gas
untuk system water injection dan water wash.
4. Water wash system
Water wash merupakan sistem pencucian pada bilah (blade) kompersor
turbin gas. Blade kompresor yang kotor mempengaruhi laju aliran udara
dan akhirnya menyebabkan penurunan efisiensi pada kompresor. Untuk
meningkatkan kinerja kompresor turbin gas adalah dengan dilakukannya
pencucian kompresor mengunakan air demin (demineralized). Ada dua
jenis operasi pencucian kompresor yaitu [1] :
a. Online washing
Operasi pembersihan dilakukan dengan kondisi unit beroperasi pada
daya 5 MW. Efisiensi pembersihan relatif lebih rendah dari pada
mencuci offline washing.
b. Offline washing
Operasi dilakukan di bawah kecepatan cranking sekitar 2000 Rpm
tanpa unit operasi. Efisiensi pembersihan relatif lebih tinggi dari pada
pencucian online.
5. Fuel system
Fungsi sistem bahan bakar turbin gas adalah untuk mengirimkan bahan
bakar dari tangki atau pipa ke nosel. Bahan bakar pembakar turbin gas
pada tekanan dan laju alir yang dibutuhkan. Tekanan yang dibutuhkan di
atas tekanan keluar (discharge) kompresor dan laju alir adalah yang
diminta oleh kontrol. Pada combustion chamber, aliran bahan bakar yang
sama harus didistribusikan ke masing-masing nosel untuk memastikan
variasi minimum pada suhu dimana komponen jalur gas tersebut.
Tabel 2.2 Design fuel system turbin gas hitachi [1].

35
6. Lube oil system
Lube oil system berfungsi untuk melakukan pelumasan secara kontinu
pada setiap komponen sistem turbin gas. Pelumas disirkulasikan pada
bagian-bagian utama turbin gas yang membutuhkan pelumasan yaitu
bearing, accessory gear dan lain-lain.
7. Cooling water system
Turbin gas industri memerlukan pendinginan beberapa asesoris. Aksesori
yang membutuhkan pendinginan meliputi sistem pelumasan, peralatan
beban (generator/alternator), bantalan turbin dan struktur pendukung
turbin. Media pendingin turbin gas adalah air demineralized yang di dapat
dari WTP. Air demineralized disirkulasikan dalam komponen yang
membutuhkan pendinginan melalui alat penukar panas, kemudian air
demineralized didinginkan melalui menara pendingin (colling tower).
Gambar 2.33 Pendinginan pelumas turbin gas hitachi [15].
8. Water injection system
Fungsi utama water injection adalah untuk menurunkan kadar nitrogen
oksida (Nox) yang dihasilkan dari proses pembakaran turbin gas. (Nox) yang
terlalu tinggi akan berbahaya bagi kesehatan manusia dan lingkungan,
semakin tinggi temperatur pada proses pembakaran maka semakin tinggi
pula kadar (Nox) yang dihasilkan. Prinsip kerja dari water injection adalah
menginjeksikan air demin ke dalam ruang bakar (combustion chamber),
sehingga dapat mengurangi /menjaga temperatur dalam ruang bakar, oleh
sebab itu (Nox) yang dihasilkan pun akan turun secara tidak langsung daya
output yang dihasilkan pada unit akan bisa lebih maksimal [10].

36
Gambar 2.34 Water injection system turbin gas hitachi [15].
9. Control system
Sistem pengendali turbin gas adalah jenis electro hydraulic dan
mengendalikan suhu dan kecepatan pembakaran sesuai dengan beban.
Sistem ini mencakup sistem tipe electro hydraulic untuk mengendalikan
jumlah bahan. Selain itu ada fungsi alarm dan fungsi proteksi untuk
mematikan turbin gas secara otomatis dalam kondisi operasi yang tidak
memadai. Sistem kontrol terdiri dari fungsi berikut:
a. Fungsi kontrol bahan bakar
Fungsi pengendalian bahan bakar adalah untuk memenuhi kondisi yang
diperlukan selama periode yaitu mulai pengapian, akselerasi untuk
mengendalikan laju kenaikan kecepatan turbin, Suhu keluar turbin
untuk mengendalikan jumlah pasokan bahan bakar ke ruang bakar dan
ke mengatur suhu pembuangan.
b. Sequence control function
Fungsi kontrol sekuens menyediakan fungsi logika yang diperlukan
untuk unit turbin gas otomatis start-up dan shutdown.
c. Fungsi Perlindungan/alarm
Fungsi protection/alarm terintegrasi sebagai bagian dari sistem kontrol
untuk melindungi dalam hal sistem kontrol tidak mampu melanjutkan
operasi yang tepat.
2.6 Parameter Yang Mempengaruhi Kinerja Turbin Gas
Menurut standar ISO (International organization for standardization)
3977-2:1997 standard refernce conditions and ratings turbin gas digambarkan
pada tabel 2.3 sebagai berikut:

37
Tabel 2.3 Standar ISO 3977-2:1997 standard refernce conditions [6]
Paramter Nilai
Ambinet pressure 1.013 bar /14.7 Psi
Ambient temperature 15 C / 59 F
Relative humidity 60 %
Parameter yang disebutkan pada tabel 2.3 berhubungan langsung dengan
kepadatan udara. Oleh karena itu, penyimpangan kondisi lingkungan dari kondisi
ambisi ISO di atas menghasilkan perubahan kepadatan udara. Sebagai akibatnya
jumlah massa udara yang masuk pada turbin gas akan berubah. Karena turbin gas
adalah mesin pemindahan tetap akibatnya, kinerja turbin gas akan berubah. Oleh
karena itu, perubahan kondisi temperatur lingkungan secara langsung
mempengaruhi kinerja turbin gas [6]. Ada beberapa parameter yang
mempengaruhi kinerja turbin gas adalah sebagai berikut:
1. Temperatur lingkungan (Ambient temperature)
Suhu sekitar dapat didefinisikan secara sederhana sebagai suhu sekitar atau
suhu lingkungan. Baik sistem pernapasan udara alami maupun buatan
manusia menggunakan udara sekitar agar tetap berfungsi dengan baik.
Mesin pembakaran internal, turbin gas dan kompresor dapat dianggap
sebagai mesin pernafasan udara lingkungan. Peningkatan temperatur
lingkungan dapat sangat mempengaruhi kinerja turbin gas. Bila temperatur
udara masuk panas maka daya bersih turbin gas berkurang. Untuk setiap
kenaikan 1o
C pada suhu sekitar, jumlah pengurangan output daya hampir
0,9%. Dengan meningkatnya temperatur sekitar, kerapatan (density) udara
berkurang. Akibatnya laju alir udara ke turbin menurun. Sebagai hasil dari
itu output daya turbin gas berkurang. Efisiensi termal turbin gas juga
berubah dengan temperatur lingkungan. Untuk kenaikan suhu sekitar satu
kelvin di atas kondisi ISO, pengurangan efisiensi terminasi turbin gas
hampir 0,1%. Pada gambar 2.35 menunjukkan hubungan antara temperatur
lingkungan dan efisiensi termal turbin gas. Pada gambar 2.35 efisiensi
termal akan berkurang dengan meningkatnya temperatur lingkungan. Bila
temperatur lingkungan menurun, maka kepadatan udara cenderung
meningkat, akibatnya laju aliran massa udara masuk ke kompresor

38
meningkat dengan penurunan suhu sekitar dan laju alir massa bahan bakar
akan meningkat, karena rasio udara terhadap bahan bakar tetap konstan.
Kenaikan daya kurang dari laju aliran udara masuk kompresor. Oleh
karena itu, konsumsi bahan bakar spesifik meningkat seiring dengan
kenaikan tempeartur lingkungan. Hal ini terjadi karena meningkatnya
kerugian akibat jumlah gas buang turbin gas [10].
Gambar 2.35 Pengaruh temperatur lingkungan dan rasio udara (AFR)
terhadap bahan bakar terhadap efisiensi termal [13].
2. Kelembaban relatif ( Relative Humidty)
Massa atom dari udara (H2O) kurang dari nitrogen (N2) dan oksigen (O2).
Karena itulah massa udara lembab kurang dari massa udara kering. Udara
lembab memiliki kepadatan kurang dari udara kering. Sebagai hasil dari
udara dengan kerapatan (density) rendah dan jumlah massa udara kering
yang masuk ke turbin gas berkurang. Dengan demikian kinerja turbin gas
akan berkurang. Udara lembab yang ada di turbin gas didapat dengan
beberapa cara yaitu, dengan udara lingkungan adalah satu mode untuk
melakukan itu. Biasanya udara lingkungan mengandung sejumlah uap air.
Oleh karena itu udara lembab langsung melewati turbin gas dengan
menggunakan udara lingkungan dan kemudian mode yang kedua adalah
menginjeksi uap air demin pada ruang bakar yang dapat mengurangi
nitrogen monoksida dan nitrogen dioksida (Nox) dan untuk meningkatkan
tingkat kelembaban pada turbin gas [10].

39
3. Tekanan lingkungan ( Ambient pressure)
Tekanan lingkungan adalah parameter yang bergantung pada lokasi dan
berubah dengan elevasi. Dengan kenaikan elevasi, kerapatan (density)
udara berkurang, sehingga tekanan lingkungan berkurang. Sebagai hasil
dari laju aliran massa tersebut, tingkat bahan bakar dan keluaran daya
turbin gas berkurang hampir 3,5% untuk ketinggian 1000 ft (305 m) di atas
permukaan laut [10].
2.7 Proses-Proses Dasar Termodinamika
Hukum pertama termodinamika lebih dikenal sebagai kekealan energi.
Hukum pertama termodinamika seringkali diaplikasikan pada suatu proses seiring
dengan berubahnya sistem dari satu keadaan keadaan lainya. Berikut merupakan
proses-proses termodinamika sebagai berikut:
1. Proses adiabatik
Proses adiabatik adalah proses tidak ada kalor yang hilang, dimana tidak
ada perpindahan panas masuk atau keluar dari sistem. Sistem ini bisa
dianggap terisolasi sempurna [3].
ΔQ = 0................................................... (2.1)
Proses adiabatik untuk sebuah gas ideal dengan kalor-kalor spesifik yang
konstan. untuk suatu proses yang demikian untuk suatu proses adalah.
Cv dT + dv = 0
= .............................................. (2.2)
Dengan mengasumsikan Cv konstan, maka persamaan ini di intergrasikan
antara keadaan 1 dan 2 memberikan.
ln = - ln
Sehingga,
= =
-
.................................. (2.3)
Dengan mengacu rasio kalor spesifik dan mengunakan hukum gas ideal,
dapat dituliskan.

40
=
-
= ................... (2.4)
Untuk proses adibatik keseimbangan yang melibatkan gas ideal Cp dan Cv
adalah konstan.
2. Proses isobarik
Proses isobarik adalah proses tekanan konstan, dimana panas dipindahkan
ke sistem yang melakukan kerja namun juga mengubah energi dalam
system [3].
Q = ΔH............................................. (2.5)
Jadi, perpindahan kalor untuk proses demikian dapat dengan mudah
ditentukan melalui nilai-nilai tersedia. Untuk suatu gas ideal adalah
Q = m dT..................................... (2.6)
Untuk suatu proses yang melibatkan gas ideal dimana Cp adalah konstan
ini menghasilkan
Q = m Cp ΔT........................................... (2.7)
3. Proses isokorik
Proses isokorik merupakan proses volume konstan. Besarnya usaha dalam
suatu proses kesetimbangan a alah nol. arena Δ =0. Untuk itu proses
hukum pertama menjadi
Q =ΔU.............................................. (2.8)
Jika nilai tubulasi tersedia untuk suatu zat, dapat langsung menentukan
ΔU. Untuk gas yang didekati gas ideal adalah
Q = m dT..................................... (2.9)
Atau untuk suatu proses dimana Cv konstan adalah
Q = m Cv Δ ........................................... (2.10)
4. Proses isotermal
Isotermal merupakan proses temperatur konstan, tabel-tabel untuk zat yang
nilai tabulasinya memang tersedia. Energi internal dan entalpi sedikit
mengalami perubahan dalam proses isotermal dan perubahan ini harus
diperhitungkan dalam proses yang melibatkan banyak zat [3]. Persamaan
energinya adalah.

41
Q – W = ΔU ............................................ (2.11)
Untuk suatu gas yang mendekati gas ideal, energi internal bergantung
hanya pa a temperatur sehingga ΔU=0 untu suatu proses isotermal untuk
suatu proses adalah.
Q = W............................................... (2.12)
Dengan mengunakan persamaan gas ideal PV=mRT, besarnya usaha untuk
proses adalah.
W = m p dV = mRT = = mRT ln = mRT ln .. (2.13)
2.8 Pemodelan Termodinamika Turbin Gas
Siklus ideal yang digunakan untuk memodelkan turbin gas adalah siklus
Brayton. Siklus brayton ditemukan oleh george brayton pada tahun 1870. Siklus
ini memanfaatkan kompresi dan ekspansi isentropic. Siklus brayton ideal
mengabaikan irevesibilitas yang terjadi ketika udara bergerak melewati berbagai
komponen di dalam siklus brayton, tidak ada penurunan tekanan karena gesekan
dan udara mengalir secara tekanan konstan (isobarik) [3,4].
Siklus brayton sangat populer digunakan untuk pembuatan mesin turbin
gas dalam analisa performance turbin gas pembangkit listrik dan propulsi jet.
Siklus brayton ideal yang ditunjukan pada diagram P-v dan T-s pada gambar 2.37.
Pembangkit tenaga turbin gas dapat dioperasikan pada sistem terbuka dan sistem
tertutup. Model terbuka terlihat pada gambar 2.36 lebih umum banyak digunakan.
Didalam siklus brayton ideal bentuk asumsi yang senantiasa yang
digunakan adalah:
1. Proses kompresi dan ekspansi berlangsung secara isentropik.
2. Efek-efek dari energi kinetik dan potensial dapat diabaikan.
3. Fluida kerja adalah gas ideal dengan panas spesifik yang konstan.
4. Tidak ada penurunan tekanan pada ruang bakar dan keluaran gas.
5. Proses pembakaran berlangsung kontinu pada tekanan konstan dan
adiabatik.
Semantara untuk siklus aktual yang terjadi pada kenyataannya banyak
terjadi penyimpangan-penyimpangan dari proses ideal. Penyimpangan tersebut
adalah:

42
1. Laju aliran massa fluida kerja tidak konstan
2. Proses kompresi dan ekspansi tidak berlangsung secara isentropik
3. Fluida kerja bukanlah gas ideal dengan panas spesifik konstan
4. Terjadi banyak penurunan tekanan pada ruang bakar
5. Dalam proses pembakaran tidak terjadi secara adiabatik, serta tidak
menjamin pembakaran yang sempurna.
Gambar 2.36 Turbin gas sederhana (Open cycle) [3].
Gambar 2.37 Siklus brayton P-v dan T-s ideal [3].
Proses yang terjadi pada siklus brayton ideal pada adalah sebagai berikut :
1. Proses 1-2 kompersi isentropik (Isentropic compresion)
Proses ini merupakan proses kompresi isentropik dimana udara lingkungan
masuk kedalam kompresor melalui air inlet system. Udara dikompresikan
sampai tekanan tertentu dengan volume ruang yang menyempit. Proses
tidak diikuti perubahan entropi, sehingga disebut isentropik atau adiabatik

43
[4]. Dengan menggunakan persamaan 2.4 sehingga kompresi isentropik
didapatkan sebagai berikut:
=
-
T2s = T1
-
.............................................. (2.14)
Dimana:
T1 = Temperatur masuk kompresor (o
K)
T2 = Temperatur keluar kompresor (o
K)
T2s = Temperatur keluar kompresor isentropik (o
K)
k = Rasio panas spesifik
rp = Rasio tekanan
Gambar 2.38 Grafik hubungan rasio kompresi dan efisiensi termal [3].
Efisiensi termal siklus brayton yang ideal bergantung pada rasio tekanan
dan rasio panas spesifik fluida kerja. Efisiensi termal meningkat dengan
kedua parameter tersebut yang juga berlaku untuk turbin gas aktual.
Hubungan efisiensi termal dan rasio tekanan diberikan pada gambar 2.38.
kemudian rasio panas spesifik udara sebesar k = 1,4, yang merupakan nilai
rasio panas spesifik udara ideal siklus brayton [4]. Untuk mencari rasio
tekanan kompresor (rp) melalui persamaan 2.15 yang merupakan
perbandingan tekanan keluar dan tekanan masuk kompresor didapatkan
dengan persamaan sebagai berikut:

44
rp = ........................................................... (2.15)
Dimana:
P1 = Tekanan masuk kompresor (kPa)
P2 = Tekanan keluar kompresor (kPa).
Siklus turbin gas yang sebenarnya berbeda dengan siklus brayton yang
ideal pada gambar 2.39. Beberapa penurunan tekanan selama proses
penambahan panas dan pemanasan tidak bisa dihindari. Lebih penting lagi
input kerja aktual ke kompresor lebih banyak dan hasil kerja aktual dari
kompresor kurang karena ireversibilitas. Sehingga penyimpangan perilaku
kompresor dan turbin aktual dari perilaku isentropik ideal dapat dihitung
secara akurat dengan memanfaatkan efisiensi isentropik turbin dan
kompresor adalah [4] :
Ƞca =
Ƞca =
s -
-
=
h s - h
h - h
...................................... (2.16)
Dimana:
Ƞca = Efisiensi kompresor isentropik (%)
h = Nilai entalpi (kJ/kg)
Gambar 2.39 siklus turbin gas aktual dari siklus brayton [3].
Kemudian untuk mendapatkan kerja yang dibutuhkan oleh kompresor
dengan mengabaikan pendinginan sudu, maka didapatkan persamaan
adalah sebagai berikut:

45
Wca = ma x (T2 – T1).............................. (2.17)
Dimana:
Wca = Kerja kompresor (kJ/s)
Cpa = Kapasitas panas udara (kJ/kg.K)
ma = Laju aliran massa udara (kg/s)
T2 = Temperatur keluar kompresor (o
K)
T1 = Temperatur masuk kompresor (o
K)
2. Proses 2-3 pembakaran (Combustion)
Proses ini adalah proses pembakaran isobarik karena tidak mengalami
kenaikan tekanan. Gas hasil proses pembakaran bebas berekspansi ke sisi
turbin dan nozlle mengubah energi kimia menjadi energi mekanik yang
menggerakan poros turbin gas. Karena tekanan yang konstan inilah maka
proses ini disebut proses isobarik. Kemudain untuk mencari kapasitas
kalor yang dihasilkan pada saat proses pembakaran di ruang bakar
menggunakan persamaan berikut ini [7] :
Qin = mf x LHV................................................ (2.18)
Dimana:
Qin = Kapasitas kalor masuk (kJ/s)
LHV = Low heating value (kJ/kg)
mf = Laju aliran massa bahan bakar (kg/s)
Kinerja pembakaran diukur dengan efisiensi pembakaran bahan bakar di
ruang bakar, penurunan tekanan yang terjadi pada proses pembakaran dan
pemerataan temperatur keluaran. Untuk menghitung efisiensi pembakaran
didapatkan persamaan sebagai berikut [5] :
Ƞcc =
h -
............................. (2.19)
Dimana:
LHV = Low heating value (kJ/kg.K)
h3 = Entalpi keluar ruang bakar (kJ/kg)
h2 = Entalpi keluar Kompresor (kJ/kg)

46
3. Proses 3-4 ekspansi isentropik (Ekspansion isentropic)
Proses ini terjadi saat gas bertekanan hasil pembakaran berekspansi
melewati turbin. Dimana proses ini merupakan proses adiabatik (tidak ada
kalor yang hilang). Rasio panas spesifik gas untuk siklus bryaton ideal
turbin gas sebesar k =1,3 [4]. Karena proses ekspansi isentropik, maka
dinyatakan dengan persamaaan sebagai berikut:
=
-
T4s = T3
-
.............................................. (2.20)
Dimana:
T4s = Temperatur isentropik keluar turbin (o
K)
T3 = Temperatur masuk turbin (o
K)
k = Nilai rasio panas spesifik gas
P3 = Tekanan masuk turbin (kPa)
P4 = Tekanan keluar turbin (kPa).
Kerja yang dibutuhkan oleh turbin untuk memutar kompresor, generator
dan lain-lainnya adalah sebagai berikut :
Wta = - .................................. (2.21)
Dimana:
Wta = Kerja yang dibutuhkan turbin (KW)
Cpg = Kapasitas panas bahan bakar (kJ/kg.k)
mg = Laju aliran massa gas buang (kg/s)
T4 = Temperatur keluar turbin (o
K)
K)
Untuk mendapatkan nilai laju aliran massa gas buang adalah dengan
persamaan sebagai berikut [12] :
mg = ma + mf .................................................. (2.22)
Dimana:

47
Efisiensi turbin yang juga dikenal sebagai efisiensi ekspansi isentropik (ƞt)
diberikan oleh persamaan sebagai berikut :
Ƞta =
Ƞta =
-
- s
=
h - h
h - h
........................................ (2.23)
Dimana:
T4s = Temperatur isentropik keluar turbin (o
K)
K)
h = Nilai entalpi (kJ/kg)
K)
K)
4. Proses 4-1 proses pembuangan (Exhaust)
Proses ini adalah proses pembuangan udara panas ke lingkungan secara
konstan (isobarik) dan ada beberapa turbin gas memodifikasi pembuangan
gas hasil pembakaran dikelolah kembali melalui alat penukar panas yang
dimanfaatkan panasnya ke dalam HRSG (heat recovery steam generator)
yang lebih kita kenal combined cycle. Untuk mengetahui nilai kapasitas
pembuangan kalor atau panas kelingkungan menggunakan persamaan
sebagai berikut :
Qout = mg + Cpg (T4 – T1).................................. (2.24)
Dimana:
Qout = Kapasitas kalor keluar ke lingkungan (kJ/s)
Cpg = Kapasitas panas bahan bakar (kJ/kg.k)
K)
K)
2.9 Unjuk Kerja Turbin Gas
Ada beberapa teori mendukung untuk melihat unjuk kerja (performance)
dari mesin turbin gas adalah sebagai berikut :

48
1. SFC (Spesific fuel consumption)
Konsumsi bahan bakar spesifik (SFC) adalah Konsumsi bahan bakar
spesifik membandingkan rasio bahan bakar yang digunakan oleh mesin
turbin gas dengan kekuatan karakteristik seperti jumlah daya yang
dihasilkan mesin turbin gas. SFC dapat didefinisikan sama dengan rasio
massa bahan bakar/dorongan. Nilai SFC akan berkurang saat dalam
kondisi dingin. SFC dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut
[13]:
SFC =
00
............................................. (2.25)
Dimana :
Wnett = Daya netto (kJ/s)
mf = laju aliran massa bahan bakar (kg/s)
SFC = Komsumsi bahan bakar spesifik (kg/kWh)
2. Daya netto (Wnetto)
Daya netto merupakan daya bersih yang diperoleh dari daya turbin (Wt)
dan daya kompresor (Wc) adalah.
Wnett = Wta - Wca .......................................... (2.26)
Dimana :
Wca = Daya kerja kompresor (kJ/s)
Wta = Daya kerja turbin (kJ/s)
Wnett = Daya bersih (kJ/s)
3. BWR (Back work ratio)
Back work ratio didefinisihkan sebagai rasio kerja yang dibutuhkan turbin
untuk memutar kompresor. Back work ratio yang dimiliki turbin gas
umumnya berada kisaran (40-80)%. Persamaan untuk menghitung BWR
adalah sebagai berikut [4] :
BWR = x 100 %........................................ (2.27)
Dimana :
Wca = Daya kerja kompresor (kJ/s)
Wta = Daya kerja turbin (kJ/s)
BWR = Back work ratio (%)

49
4. AFR (Air fuel ratio)
Air fuel ratio merupakan perbandingan dari laju aliran massa udara dengan
laju aliran massa bahan bakar atau komposisi udara dengan bahan bakar
yang dapat dinyatakan dalam persamaan [12] :
AFR = ..................................................... (2.28)
Dimana :
5. HR (Hate rate)
Hate rate merupakan besarnya panas yang dibutuhkan untuk menghasilkan
energi listrik sebesar (kWh). Untuk menghitung efisiensi suatu pembangkit
listrik tenaga gas dapat dihitung dengan medote hate rate. Hate rate
merupakan konsep yang paling sering digunakan dalam turbin gas,
sehingga mempermudah langkah untuk menghitung performance turbin
gas adalah sebagai berikut [13] :
HR= SFC x LHV............................................. (2.29)
Dimana :
HR = Hate rate (kJ/kWh)
SFC = Spesific fuel consumption (kg/kWh)
LHV = Low heating valeu bahan bakar (kJ/kg)
6. Efisiensi thermal
Efisiensi termal siklus dapat dihitung dengan persamaan berikut [7] :
ƞ =
nett
x 100% .................................. (2.30)
Dimana :
Wnett = Daya netto turbin (kJ/s)
LHV = Low heating value bahan bakar (kJ/kg)

50
Gambar 2.40 Peta kinerja turbin gas siklus sederhana [7].
7. Efisiensi turbin gas
Turbin gas pembangkit listrik menghasilkan kerja yang digunakan untuk
memutar generator, kompresor dan reduction gear. Untuk menghitung
efisiensi dari turbin gas digunakan perbandingan dari daya yang
dibutuhkan generator dengan daya netto yang dinyatakan dalam persamaan
sebagai berikut [9] :
Ƞt = x 100 %........................................... (2.31)
Dimana :
WG = Daya generator (KW)
Wnett = Daya netto turbin gas (KW)
2.10 Spesfikasi Turbin Gas
Turbin gas PT.PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan
Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan merupakan pembangkit listrik
combine cycle atau pembangkit listrik tenaga gas dan uap (PLTGU) dibangun
oleh pabrikan asal jepang yaitu (Hitachi, Ltd) pada tahun 2012 dan dioperasikan
pada tahun 2013. Tipe turbin gas yaitu Hitachi H-25 Single Shaft Heavy Duty gas
turbine.

51
Gambar 2.41 PLTGU Unit 2 PT.PLN (Persero) Pembangkitan Sumbagsel Sektor
Pengendalian Pembangkitan Keramasaan [15].
Seluruh komponen utama turbin gas diproduksi oleh (Hitachi, Ltd). Turbin
gas hitachi H-25 adalah kogenerasi yang mampu membakar gas alam dengan
standar combustor. Turbin gas ini dilengkapi dengan sistem pendukung yang
diperlukan untuk pengoperasian yang aman dan dapat diandalkan termasuk semua
aksesoris operasi seperti, AC generator, sistem pelumas, sistem pendingin oli
lube, sistem pengaturan voltase otomatis/manual, kontrol sinkronisasi/paralel,
starting system, relay pelindung, peralatan grounding, kontrol switchgear,
peralatan kontrol, pusat kontrol motor, perangkat pengaman/kontrol dan peralatan
listrik tambahan. Pada tabel 2.4 adalah spesifikasi desain turbin gas hitachi H-25
Gambar 2.42 Overview turbin gas hitachi H-25 [1].

52
Tabel 2.4 Spesifikas turbin gas hitachi H-25 [1].
Gas Turbine Specification
1 Company Hitachi, Ltd. Tokyo Japan
2 Gas turbine model H-25
3 Gas turbine type Heavy duty type single shaft
4 Cycle Simple cycle
5 Power output 29.920 KW
6 Air inlet temperatur 27 o
C
7 Compressor inlet air pressure 1003 hPa
8 Turbine exhaust gas pressure 1048 hPa
9 Turbine exhaust gas temperature 568 deg.C
10 Number stage compressor 17 stage axial type
11 Number stage turbine 3 stage
12 Number of Combustion chamber 10
13 Type combustion Can-Annular with water injection
14 Shaft speed Nominal, 7.820 Rpm
15 Shaft Rotation Counterclockwise
16 Control HIACS - MULTI
17 Generator type Synchronous, frequency 50 hz
18 Fuel type Natural gas
Spesifikasi material yang digunakan pada setiap komponen turbin gas
hitachi H-25 dapat dilihat pada tabel 2.5 sebagai berikut:
Tabel 2.5 Spesifikasi material turbin gas hitachi H-25 [1].

53
Dimana kontruksi turbin gas hitachi H-25 pada gambar 2.43
Gambar 2.43 Kontruksi turbin gas hitachi H-25 heavy duty gas turbine
[1].
Spesfikasi material pada komponen combustion chamber turbin gas hitachi
H-25 dapat dilihat pada tabel 2.6
Tabel 2.6 Spesifikasi material komponen combustion chamber turbin gas
hitachi H-25 [1].

54
Pengambilan data operasi
turbin gas beban 25 MW
sebelum penggantian
combustion liner
BAB III
METODOLOGI PENULISAN DAN PEMBAHASAN
3.1 Diagram Alir Penulisan
Berikut ini diagram alir penulisan dalam bentuk flow chart dan penjelasaan
flow chart untuk dipergunakan sebagai penulisan dengan judul pengaruh
penggantian combustion liner terhadap performa turbin gas PLTGU UNIT 2
beban 25 MW di PT.PLN (Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan
Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan pada gambar 3.1.
Mulai
Studi Literatur
Survey Lapangan
Perumusan masalah
A
Boroscope inspection
dan penggantian
combustion liner
B

55
Perhitungan dan analisa performa
turbin gas setelah dan sebelum
penggantian combustion liner
Pengambilan data operasi
turbin gas beban 25 MW
setelah penggantian
combustion liner
Gambar 3.1 Diagram alir penulisan ilmiah
PLTGU Unit 2 Operasi
A
Data
Operasi
lengkap ?
No
Yes
Selesai
Kesimpulan dan saran
Hasil BWR, SFC, Hate rate,
AFR dan Efisiensi
B

56
3.2 Penjelasan Diagram Alir
Berikut ini penjelasan diagram alir penulisan ilmiah pengaruh penggantian
combustion liner terhadap performa turbin gas PLTGU UNIT 2 beban 25 MW
sebagai berikut :
3.2.1 Studi literatur
Studi literatur adalah mencari refensi teori yang berhubungan dengan
penulisan ilmiah ini untuk memudahkan langkah-langkah yang diambil dalam
penyusunan.
Dalam studi literatur ini meliputi studi pustaka yang berhubungan dengan
turbin gas yang diperoleh dari beberapa buku-buku, manual book PLTGU
PT.PLN (Persero) Pembangkitan (SUMBAGSEL) Sektor Pengandalian
Pembangkitan Keramasan dan beberapa sumber menunjang penulisan ilmiah ini.
3.2.2 Survey lapangan
Survey lapangan dilakukan di PT.PLN (Persero) Pembangkitan
(SUMBAGSEL) Sektor Pengendalian Pembangkitan Keramasan di PLTGU Unit
1 dan 2 untuk mengetahui proses kerja dan permasalahan di lapangan.
Pada tanggal 4 September 2017 di CCR (Central control room) alaram
turbin gas untuk keluraan exhaust turbin gas unit 2 PLTGU memberi peringataan
bahwa terjadi perbedaan temperatur antara ruang bakar nomor 5, 6 dan 8.
Sehingga mengakibatkan kinerja turbin gas berkurang dan steam yang dihasilkan
oleh HRSG (heat recovery steam generator) tidak optimal. Kemudian pada
tanggal 5 September 2017 Unit 2 PLTGU harus di stop operasi untuk dilakukanya
pemeriksaan pada ruang bakar (combustion chamber) dan komponen yang lain.
3.2.3 Boroscope inspection dan penggantian combustion liner
Pemeriksaan dinamakan boroscope inspection untuk melihat kondisi
komponen pada ruang bakar (combustion chamber) dan komponen lainnya yang
susah dijangkau.
Gambar 3.2 Boroscope [15]

57
Sesuai yang ditunjukan alaram turbin gas yang menunjukan pada ruang
bakar (combustion chamber) nomor 5, 6 dan 8 ada kerusakan. Pemeriksaan
dilakukan pada ruang bakar tersebut .
(a) (b)
Gambar 3.3 (a) Proses pelepasan combustion liner dan (b) Pemeriksaan
boroscope inspection [15]
Pada saat pemeriksaan ruang bakar, terjadi kerusakan material ruang bakar
utama (combustion liner) pada ruang bakar nomor 5, 6 dan 8. Sehingga
menyebabkan penggantian ruang bakar utama dengan yang baru supaya tidak
menganggu operasi turbin gas unit 2 PLTGU beban 25 MW.
Gambar 3.4 Kerusakan combustion liner [15]

58
3.2.4 Perumusan masalah
Setelah melakukan studi literatur dan survey lapangan di PT.PLN
(Persero) Pembangkitan (SUMBAGSEL) Sektor Pengendalian Pembangkitan
Keramasan. Selanjutnya merumuskan masalah dengan bahasan objek penulisan
ilmiah yaitu pengaruh penggantian combustion liner terhadap performa turbin gas
PLTGU UNIT 2 beban 25 MW. Penulisan ilmiah ini untuk mengetahui
bagaimana perbandingan performa turbin gas beban 25 MW setelah penggantian
dan sebelum penggantian combustion liner secara teori-teori yang ada.
3.2.5 Pengambilan data operasi turbin gas unit 2
Pengambilan data operasi turbin gas dilakukan di CCR (Central Control
Room) PLTGU PT.PLN (Persero) Pembangkitan (SUMBAGSEL) Sektor
Pengendalian Pembangkitan Keramasan. Pengambilan data yang diambil adalah
data operasi turbin gas unit 2 PLTGU beban 25 MW setelah dan sebelum
penggantian combustion liner. Untuk data operasi turbin gas unit 2 sebelum
penggantian combustion liner didapatkan pada tanggal 4 September 2017 pada
beban 25 MW sebelum unit stop operasi, Sedangkan data operasi setelah
penggantian combustion liner. Pengambilanya dilakukan setelah turbin gas
beroperasi kembali dengan beban 25 MW pada tanggal 7 September 2017.
3.2.6 Perhitungan dan analisa
Setelah mendapatkan data operasi turbin gas beban 25 MW. Maka
selanjutnya adalah perhitungan performa turbin gas dengan data operasi yang
diperoleh. Perhitugan performa turbin gas meliputi efisiensi kompresor, efisiensi
turbin, efisiensi termal, back work ratio, air fuel ratio, spesific fuel ratio dan hate
rate. Kemudian hasil perhitungan performa turbin gas unit 2 PLTGU beban 25
MW dianalisa untuk mementukan performa dan disajikan dalam bentuk diagram.
3.2.7 Kesimpulan dan saran
Dari hasil perhitungan dalam penulsian ilmiah akan dapat disimpulkan.
Parameter untuk menarik kesimpulan berdasarkan pada tujuan penulisan ilimah
dan Saran-saran dapat dituliskan supaya permasalahan yang terjadi akan lebih
baik.

59
3.3 Pembahasaan dan Analisa
Berikut ini merupakan perhitungan pengaruh penggantian combustion
liner terhadap performa turbin gas PLTGU Unit 2 Beban 25 MW di PT. PLN
(Persero) Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan Sektor Pengendalian
Pembangkitan Keramasan adalah sebagai berikut :
HP Steam
G =43,9 Ton/hr
T = 510o
C
P = 50 bar
HP Drum LP Drum T = 150o
C
P = 4,46 bar
DEA
T = 44o
C
P = 2 bar
G =53,28 Ton/hr
Condensate Pump
T = 137,7o
C
BFP
T = 272,9o
C
P = 57,59 bar
T = 568o
C
P = 24 bar
G = 333,1 Ton/hr
Compressor
Gas
Turbine
Gas Turbine Output 28 MW
Generator
P-63
T = 404,9o
C
P = 12,8 bar
Inlet Air
T = 27o
C
P = 1,013 bar
RH = 77,8%
Combustor Steam
Turbine
Condenser
Generator
Make Up Water
Circulating Water Pump
Stack Gas
Fuel Gas
T = 98o
C
P = 25,018 bar
HP
Superheater
2
HP
Superheater
1
HP
Evaporator
HP
Economizer
2
LP
Superheater
HP
Economizer
1
LP
Evaporator
Condensate
Preheater
T = 30o
C
G = 0,54 ton/hr
LP Steam
G =8,84 Ton/hr
T = 213o
C
P = 4 bar
Heat Recovery Steam Generator
Sisa Gas Panas Hasil
Pembakaran Turbin Gas
T = 29,9 o
C
Steam Turbine Output 13,52 MW
Cooling
Water
R/G
R/G
T = 60,1o
C
T = 39,6 o
C
T = 43,6 o
C
P = 0,09 bar
T = 1050o
C
Blowdown
Gambar 3.5 Diagram alir PLTGU unit 2 PT. PLN (Persero) sektor keramasan
[1]
3.3.1 Perhitungan performa turbin gas PLTGU Unit 2 beban 25 MW
sebelum penggantian combustion liner
Perhitungan dilakukan dengan menggunakan data operasi dan data bahan
bakar turbin gas beban 25 MW yang diperoleh dari CCR (Central Control Room)
pada tabel 3.1 dan 3.2 Sebelum dilakukanya perhitungan performa turbin gas
terlebih dahulu data operasi dikonversi ke dalam satuan baku untuk
mempermudahkan perhitungan terlihat pada tabel 3.1
Gland Steam
Condenser

60
Tabel 3.1 Data operasi GT unit 2 sebelum pengantian combustion liner
Parameter Satuan Satuan Baku
Beban generator 25,40 MW 25 MW
Laju aliran bahan bakar (mf) 7854,66 kg/hr 2,1818 kg/s
Laju aliran udara (ma) 312943,00 kg/hr 86,9286 kg/s
Tekanan udara inlet kompresor (P1) 1,03 kg/cm2
101,008 kPa
Tekanan udara outlet kompresor (P2) 1,270 Mpa 1270 kPa
Temperatur udara inlet kompresor (T1) 28,50 o
C 301,5 o
K
Temperatur udara outlet kompresor (T2) 402,00 o
C 675 o
K
Temperatur outlet ruang bakar (T3) 1042,41 o
C 1315,41 o
K
Tekanan outlet ruang bakar (P3) 3,140 Mpa 3140 kPa
Temperatur keluar turbin (T4) 577,97 o
C 850,97 o
K
Tekanan keluar turbin (P4) 12,59 kPa 12,59 kPa
Temperatur to stack 105,88 o
C 378,88 o
K
LHV (Low heating value) 51971,3468 kJ/kg 51971,3468 kJ/kg
Selanjutnya data operasi bahan bakar gas alam yang disuplai ke ruang
bakar turbin gas digunakan pada proses pembakaran dapat dilihat pada tabel 3.2
didapat dari PT. Pertamina gas sebagai pemasok bahan bakar yaitu gas alam.
Tabel 3.2 Data operasi bahan bakar gas alam GT Unit 2
Parameter Satuan
Komponen gas alam Komposisi (%) Cp (kJ/kg.K)
Methana (CH4)
Nitrogen (N2)
Ethana (C2)
Propana (C3)
i-butana (iC4)
n-butana (nC4)
i-petana (iC5)
n-petana (nC5)
Hexane plus (C6
+
)
Karbon dioksida (C02)
85,7240
1,0779
5,8281
1,3671
0,2440
0,2901
0,1161
0,0705
0,1653
5,1170
2,22
1,04
1,75
1,5
1,67
1,675
0,228
0,167
0,165
0,844
Tekanan bahan bakar 429,2274 psig
Temperatur bahan bakar 83,0948 o
F
Spesific gravity 0,666400
Volume total 563,0278 MSCF
Energy total 586,2303 MMBTU
GHV (Gross heating value) 1041,2103 BTU/SCF

61
Untuk perhitungan performa turbin gas terlebih dahulu mencari nilai
kapasitas panas bahan bakar atau specific heat of fuel (Cpg) dengan menggunakan
data komposisi bahan bakar turbin gas tabel 3.2 sebagai berikut :
Methana = x 2,22 = 1,9030 kJ/kg.K
Nitrogen = x 1,04 = 0,0112 kJ/kg.K
Ethana = x 1,75 = 0,1020 kJ/kg.K
Propana = x 1,5 = 0,0205 kJ/kg.K
i-butana = x 1,67 = 0,00040 kJ/kg.K
n-butana = x 1,675 = 0,00048 kJ/kg.K
i-petana = x 0,228 = 0,00026 kJ/kg.K
n-petana = x 1,67 = 0,00011 kJ/kg.K
hexana plus = x 0,165 = 0,00027 kJ/kg.K
karbon dioksida = x 0,844 = 0,0431 kJ/kg.K
Sehingga nilai specific heat of fuel didapatkan dengan menjumlahkan
panas yang dihasilkan setiap komponen bahan bakar adalah Cpg = 2,0813 kJ/kg.K.
Selanjutnya mencari nilai entalpi tiap titik kerja temperatur turbin gas yang
menyatakan jumlah energi dari suatu sistem. Entalpi didapatkan dengan
menginterpolasi tabel A-22 Ideal gas properties of air. Dari data operasi turbin
gas didapatkan nilai temperaturnya sebegai berikut :
1. Temperatur masuk kompresor (T1)
Maka entalpi T1 = 301,5 K adalah:
h1 =
-
-
x (T1 - Tbawah) + hbawah
=
–
–
x ( 301,5 – 305 K) + 305,22

62
= 301,699
2. Temperatur masuk kompresor (T2)
Maka entalpi T2 = 675 K adalah:
h2 =
-
-
=
–
–
x (675 K – 680 K) + 691,82
= 686,48
3. Temperatur keluar ruang bakar (T3)
Maka entalpi T3 = 1315,41 K adalah:
h3 =
-
-
=
–
-
x (1315,41 K – 1320 K) + 1419,76
= 1414,300
4. Temperatur keluar turbin (T4)
Maka entalpi dari T4 = 850,97 K adalah:
h4 =
-
-
=
–
–
x ( 850,97 - 860 K) + 888,27
= 878,251
Kemudian perhitungan proses yang terjadi pada turbin gas (GT) Unit 2
secara umum dapat dilihat pada gambar 3.6.

63
Gambar 3.6 Diagram alir turbin gas PLTGU unit 2 [1].
Perhitungan proses yang terjadi pada turbin gas menggunakan data operasi
turbin gas. Proses yang terjadi adalah sebagai berikut :
1. Proses 1 – 2 proses komperesi
Proses dimana udara lingkungan dihisap masuk ke kompresor dan
dikompresikan sampai tekanan tertentu dengan volume ruang yang
menyempit. Sehingga rasio kompresor (rp) didapatkan dengan persamaan
2.15 sebagai berikut:
rp = = = 12,5732
Proses kompresi ini berlangsung secara isentropik yaitu tidak terjadi
perubahan entropi dan rasio panas spesifik udara k = 1,4. Didapatkan
menggunakan persamaan 2.14 sebagai berikut :
T2s = T1
-
= 301,5 K
-
= 301,5 K x 2,0612
= 621,451 K
Maka nilai entalpi dari T2s menggunakan interpolasi tabel A-22 ideal gas
properties of air adalah:
h2s =
-
-
x (T2s - Tbawah) + hbawah
=
–
–
x ( 621,451 K – 630 K) + 638,63
= 629,6022

64
Sehingga efisiensi isentropik kompresor didapatkan dengan persamaan
2.16 adalah sebagai berikut:
Ƞca =
-
-
=
-
-
= 0,8521 x 100 = 85,21 %
Kemudian, kerja yang dibutuhkan oleh kompresor aktual didapatkan
melalui persamaan 2.17, terlebih dahulu mencari kapasitas spesifik panas
udara (Cpa) yang masuk dengan menginterpolasi Tabel A-20 Ideal-gas
specific heats of some common gases pada temperatur udara masuk
kompresor 301,5 K sebagai berikut:
Cpa =
-
-
x (T1 - Tbawah) + Cpa bawah
=
–
-
x (301,5 K – 350 K) + 1,008
= 1,00509
Maka kerja aktual yang dibutuhkan kompresor adalah sebagai berikut:
Wca = ma x (T2 – T1)
= 86,9286 x 1,00509 x (675 - 301,5) K
= 32633,0933
= 32633,0933 KW
2. Proses 2-3 pembakaran
Dimana udara bertekanan dari kompresor masuk ke ruang bakar dan nozzle
akan menyuntikan bahan bakar yaitu gas alam sehingga bahan bakar dan
udara bercampur di dalam ruang bakar. Kemudain sprak plug akan
menyalah sehingga terjadi pembakaran yang menghasilkan tekanan
konstan karena udara hasil pembakaran akan bebas berekspansi ke sisi

65
ruang bakar dan turbin. Untuk mencari kapasitas kalor masuk pada saat
pembakaran bahan bakar menggunakan persamaan 2.18 sebagai berikut:
Qin = mf x LHV
= 2,1818 x 51971,3468
= 113391,0844
Selanjutnya efisiensi pembakaran ruang bakar turbin gas menggunakan
persamaan 2.19, terlebih dahulu mencari laju aliran massa gas buang (mg)
menggunakan persamaan 2.22 adalah:
mg = mf + ma
= 2,1818 + 86,9286
= 89,1104
Dengan demikian efisiensi pembakaran yang terjadi pada ruang bakar
adalah sebagai berikut:
Ƞcc =
-
=
-
=
–
= 0,5851 x 100
= 58,51 %
3. Proses 3-4 ekspansi
Proses ekspansi terjadi saat gas bertekanan hasil pembakaran berekspansi
melewati sudu-sudu turbin dan nozzle. Sehingga temperatur dan tekanan
gas buang yang keluar dari turbin menjadi turun setelah melewati turbin
section. Proses ekspansi ini merupakan proses ekspansi isentropik dimana
pada nilai temperatur aktual sangat tinggi dibandingkan dengan temperatur
isentropik dikarenakan adanya gesekan pada gas hasil pembakaran dengan

66
sudu-sudu turbin. Maka temperatur proses ekspansi isentropik dapat
dihitung menggunakan persamaan 2.20 sebagai berikut:
T4s = T3
-
= 1315,41 K
-
= 1315,41 x 0,2798
= 368,051 K
Maka nilai entalpi dari T4S didapatkan melalui interpolasi tabel A-22 Ideal
gas properties of air.
h4s =
-
-
x (T4s - Tbawah) + hbawah
=
–
–
x (368,051 K – 370 K) + 370,67
= 368,703
Kemudian efisiensi ekspansi isentropik turbin menggunakan persamaan
2.23 adalah:
Ƞta =
-
-
=
–
–
= 0,5126 x 100
= 51,26 %
Selanjutnya kerja aktual yang dibutuhkan oleh turbin menggunakan
persamaan 2.21 adalah:
Wta = –
= 89,1104 x 2,0813 x (1315,41 – 850,97 ) K
= 86137,5854
= 86137,5854 KW

PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN

PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN

Similar to PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN (20)

More from M. Rio Rizky Saputra

More from M. Rio Rizky Saputra (18)

Recently uploaded

Recently uploaded (8)

PENGARUH PENGGANTIAN COMBUSTION LINER TERHADAP PERFORMA TURBIN GAS PLTGU UNIT 2 BEBAN 25 MW DI PT PLN PERSERO PEMBANGKITAN SUMATERA BAGIAN SELATAN SEKTOR PENGENDALIAN PEMBANGKITAN KERAMASAN