Menghitung Plant Heat Rate PLTU Suatu peralatan atau sistem yang menghasilkan output yang diinginkan misalnya listrik, uap, gerak, dan lainnya tentunya memiliki performa terukur. Nilai performa ini didefinisikan sebagai perbandingan antara usaha yang dilakukan dibandingkan dengan nilai posistif yang didapatkan. Misalnya pada pompa diukur dengan effisiensinya, Air conditioner (AC) performanya diukur berdasarkan Coefficient of performance (COP) , begitupun pembangkit listrik tentu ada suatu nilai performa yang diukur. Suatu pembangkit listrik diukur performanya berdasarkan suatu nilai yang disebut dengan Heat rate dengan satuan yang biasa digunakan adalah kKal/kW h. Parameter tersebut merepresentasikan nilai energi input dibandingkan dengan energi yang dihasilkan dalam kilo watt hour (kWh). Misalkan suatu PLTU memiliki heatrate 3000 kkal/ kW h artinya PLTU tersebut membutuhkan bahan bakar dengan energi sebesar 3000 kkal untuk menghasilkan 1 kWh. Pada PLTU ada beberapa heatrate berdasarkan posisi pengambilan titik pengukurannya:
1. 2. 3.
Turbine Heat rate (THR) Gross Plant Heat rate (GPHR) Nett Plant Heat Rate (NPHR)
Representasi dari ketiga titik ini dapat dilihat pada gambar dibawah ini:
Dimana: Eff B : Effisiensi Effisiensi Boiler Boiler GT : generator transformer
UAT : Unit Auxiliary transformer
Dari gambar diatas dapat dilihat definisi beberapa istilah heatrate dan dapat diformulasikan sebagai berikut: 1. Turbine heat rate (THR)= Laju heat yang masuk ke Siklus Uap/Generator Output Laju heat yang masuk ke siklus uap dapat di hitung dari perbedaan parameter fluida yang masuk ke boiler dan steam yang keluar boiler, sehingga jika kita mengambil contoh heat & Mass Balance Diagram postingan sebelumnya, maka dapat diformulasikan menjadi: THR = m1 (H1 – H2)/ Gross Output Dimana:
H1 = Enthalpy Steam Out Boiler (kJ/kg) H2 = Enthalpy Water In Boiler(kJ/kg) M1 = Laju Aliran massa fluida (kg/h Gross Output = Power output generator (kW) Sehingga THR = 35.9 ton/h* ton/h* (3400-635.9 )kJ/kg )kJ/kg ÷ 8500 kW = 35900 kg/h *(2764.1) kJ/kg ÷ 8500 kW= 11674.26 kJ/kW.h = 2788.35 kKal/ kW.h Formula tersebut hanya berlaku untuk boiler yang tidak menggunakan reheater, jika menggunakan reheater, maka laju heat yang masuk ke reheater pun harus ditambahkan kedalam formula.
2. Gross Plant Heat rate (GPHR) = Laju heat yang masuk ke Boiler/Generator Output Laju heat yang masuk kedalam siklus uap tentu berbeda dengan laju heat yang masuk ke Boiler. Setiap boiler memiliki nilai effisiensi sehingga tidak 100% heat yang masuk ke boiler akan terserap kedalam siklus uap, sehingga jika dihitung secara termal saja dari Turbine Heatrate (THR) dalam menghitung bahan bakar yang dibutuhkan tentunya tidak akan cukup untuk menghasilkan daya (kW) yang sama sesuai Heat & mass balance diagram. Untuk menghitung laju heat yang masuk ke Boiler, tinggal kita hitung Bahan bakar yang dimasukkan kedalam boiler, sehingga dapat diformulasikan sebagai berikut: GPHR = Cv bahan bakar * Flowrate / gross Out (KW) Dimana: Cv bahan bakar = Nilai Kalori Bahan bakar (kkal/kg) Flowrate = laju aliran bahan Bakar (kg/h)
Akan tetapi formula ini hany bisa dipakai pada saat performance test, dimana parameter bahan bakar terutama pengukuran pengukuran flowrate bahan bakar sudah dilakukan, dilakukan, sedangkan pada saat tahap desain, dapat menggunakan formula sebagai baerikut: GPHR = THR ÷ Eff Boiler Dimana : Efisiensi Boiler diestimasikan terlebih dahulu oleh engineer desain, tentunya harus dengan pengalaman dan perhitungan yang matang, sehingga tidak meleset jauh dari desain yang diinginkan. Karena biasanya biasanya parameter GPHR ini dalam proyek proyek EPC Powerplant menjadi suatu garansi performance, jika tidak tercapai akan terkena denda performance. kemudian sesuai dengan perhitungan THR diatas didapatkan THR =2788.35 kKal/ kW.h, dan estimasi effisiensi Boiler 79% (HHV Basis) Sehingga GPHR = 2788.35 kKal/ kWh ÷ 79% =3529. 56 kkal/kWh 3. Nett Plant Heat Rate (NPHR = Laju Heat yang masuk ke Boiler/ Nett Output Laju heat yang masuk ke boiler sama dengan dengan penjelasan diatas, sedangkan sedangkan yang dimaksud dengan Nett Output adalah Daya (power) yang dihasilkan suatu pembangkit listrik setelah dikurangi daya yang dipakai sendiri oleh pembangkit tersebut ( Auxiliary Auxiliary Power Power ) untuk menjalankan berbagai peralatan didalamnya seperti pompa, motor-motor, Kompressor, Water treatment, dan lainnya. Sehingga dapat diformulasikan sebagai berikut NPHR = GPHR ÷ (1(1- Aux. Power/Gross output) Diimana :
GPHR = 3529. 56 kkal/kWh Aux Power: asumsi 15% dari Gross Output 8500 kW = 1275 kW Maka NPHR = 3529. 56 kkal/kWh ÷ (1-0.15) =4152. 4 kkal/kwh
Abdul Manan Mechanical Engineer at EPC Powerplant Company Author of www. pembangkitlistrik.com Contact Me at
[email protected]
Heat and Mass Balance Diagram Suatu pembangkit listrik khususnya PLTU, dapat dilihat performanya dari Heat & Mass balance Diagramnya. Dari diagram tersebut dapat dilihat berbagai macam informasi diantaranya: Siklus utama PLTU dan Peralatan utama yang ada didalam siklus pembangkit listrik tersebut Parameter fluida (steam atau water ) di setiap titik Kapasitas Peralatan Utama dan Power Output pembangkit listrik tersebut HMBD pada PLTU biasanya akan dikeluarkan pada beberapa kondisi operasi
HMBD pada Kondisi TMCR (Turbine Maximum Continuous Rate ) atau 100% load HMBD pada kondisi VWO (Valve Wide Open) atau 105% Load HMBD pada Kondisi 75 % Load HMBD pada Kondisi 50 % Load Dan seterusnya tergantung dari kemampuan minimum pembangkit bisa beroperasi
Berikut contoh HMBD suatu PLTU skala Kecil dengan kapasitas Gross Output 8.5 MW dapat dilihat dilihat dibawah ini:
Gambar 1 HMBD kondisi 100% Load (Turbine Maximum Contineous Rating) Dari HMBD tersebut dapat didapatkan data-data sebagi berikut: Dari gambar diatas dapat dilihat peralatan-peralatan utama penyusun pembangkit tersebut adalah sebagai berikut:
1. Boiler atau Steam generator Dari gambar dapat dilihat bahwa Boiler yang dibutuhkan harus menghasilkan dengan uap sedemikian sehingga pada saat memasuki Steam Turbine Turbine pada Temperatur 488 °C dan Tekanan 55 bar a dengan flowrate 35.9 ton/jam. Dari boiler menuju me nuju turbin, uap dialirkan melalui Main Steam pipe. Tentunya, dalam mendesain boiler harus dipertimbangkan pressure Loss dan temperature persyar atan yang diminta di inlet turbin. Rule of loss sehingga desain boiler harus lebih tinggi dari persyaratan thumb untuk margin Temperature loss, desain output boiler pada superheater outlet kita naikkan 5-10 °C diatas design inlet steam Turbin, sedangkan untuk Pressure loss sebaiknya dihitung berdasarkan estimasi panjang pipa main steam menuju turbin. Kemudian untuk desain produksi steam pada boiler berdasarkan Boiler Maximum Contonous rate (BMCR) biasanya sekitar 9-10% dari design TMCR 2. Steam Turbine Informasi yang didapatkan dari gambar tersebut bahwa Steam Turbine yang digunakan merupakan tipe Condensing Turbine dengan 1 extraction stage menuju ke Deaerator. Turbine inilah yang dihubungkan dengan Generator (no.7) Uap yang masuk Turbin pada kondisi 55 bara/455 °C, artinya uap yang masuk pada kondisi Uap Panas lanjut (Superheated) yang berbeda dengan uap yang dihasilkan panas bumi (geothermal) yang biasanya uap jenuh.
3. Condenser Penggunaan Condenser tentunya selalu ada, jika tipe turbin yang digunakan adalah condensing type. Fungsi kondenser adalah mengkondensasikan uap yang keluar dari turbine sehingga berubah fasa menjadi cair, sehingga bisa dipompakan ke tahap selanjutnya Untuk menghasilkan siklus pembangkit yang lebih effisien, kondisi operasi Condenser harus didesain pada kondisi se-vakum mungkin. Semakin vakuum akan menghasilkan delta enthalpi yang lebih tinggi pada turbine sehingga akan menghasilkan daya yang lebih besar, akan tetapi kondisi tersebut tentu ada batasnya, tidak bisa kita desain vacum sere ndah-rendahnya. Batasannya adalah kondisi media pendingin kondenser yang digunakan. Saat ini media pendingin yang cukup besar yang tersedia adalah air laut/Air sungai dan udara. Kedua media ini yang biasa digunakan pembangkit listrik-pembangkit listrik di dunia. Untuk kondisi di Indonesia, air laut maupun air sungai memiliki temperatur yang hampir tidak banyak berubah dibandingkan di negara dengan 4 musim. Berdasarkan data terakhir, Temperature air laut di indonesia berkisar antara 26 – 31 ° C , misalkan untuk desain kita ambil temperatur 30 ° C, sedangkan kondenser beroperasi misalkan dengan ΔT Cooling misalkan 7 °C sehingga:
T water Inlet = 30°C T water outlet = 30 + 7 = 37 °C Maksimum Terminal Temperature Difference (TTD) terkecil berdasarkan rekomendasi HEI Standard for tidak kurang dari 5° F atau 1.67 °C, akan tetapi pabrikan kondenser maksimum Steam Surface Condenser tidak berani menggaransi hingga 3 °C °C maka kondisi operasi sehingga jika diambil titik design air laut pada 30 °C, ΔT 7 °C dan TTD 3 °C Condenser berada pada: Tcondenser = Twater inlet + ΔT Cooling Condenser+TTD
= 30°C + 7 °C + 3 °C = 40 °C
Sehingga jika dilihat pada Steam – water water Table pada kondisi 40°C , tekanan operasi kondenser pada 0,075 Bar a ( diaplikasikan pada salah satu Pembangkit kapasitas 600 MW di Indonesia) Sedangkan pada HMBD diatas tekanan Condenser didesain pada temperature 43 °C atau pada tekanan 0,0086 Bar a dengan margin TTD yang lebih longgar sebesar 5°C berhubung untuk PLTU skala kecil (8,5 MW) sehingga tidak terlalu membutuhkan teknologi vacuum tinggi.
4. Condensate Pump Condensate pump berfungsi memompa air dari condenser ke deaerator. poin penting pada desain pompa ini dimana pressure operasinya harus dapat mengatasi losses pemipaan, perbedaan elevasi pompa dan deaerator yang didesain pada ketinggian tertentu, dan pressure operasi dideaerator. 5. Deaerator Deaerator merupakan salah satu feedwater heater yang berfungsi meningkatkan effisiensi siklus. dan untuk menghilangkan gas-gas terlarut didalam didalam air siklus sehingga sehingga tidak menyebabkan korosi pada pada bagian dalam pipa pipa siklus. Untuk dapat menghilangkan menghilangkan gas-gas tersebut deaerator harus bekerja pada pada kondisi jenuh (saturated) Pada HMBD dapat dilihat dilihat bahwa deaerator bekerja pada tekanan 4,61 Bara sehingga untuk untuk mendapatkan tekanan jenuh di 4,61 bar, maka deaerator harus beroperasi pada Temperature 148.8 °C
6. Boiler Feed Pump Boiler feed pump berfungsi memompa air dari deaerator menuju Boiler. Untuk dapat memompa ke boiler, dimana boiler sendiri bertekanan tinggi, maka Boiler feed pump harus didesain lebih tinggi lagi, sehingga dapat menciptakan tekanan di boiler sesuai dengan persyaratan output boiler di sisi outputnya. 7. Electric Generator Pada siklus tersebut sebelum generator terdapat Gearbox, yang artinya putaran putaran turbin dan generator memiliki putaran yang berbeda. ada pula yang menggunakan satu poros dengan turbine. Untuk PLTU Skala besar di Indonesia, menggunakan konfigurasi turbine dan generator dalam satu poros. Di Indonesia dimana frekuensi listriknya 50 Hz, maka putaran generator pada 3000 rpm atau 1500 rpm
