Draft buku final kecil (1)

PUSAT SERTIFIKASI

3) Sensible Heat in Fuel Credit, (J/kg)
100

= , %
dimana :

: Enthalpy of Fuel

4) Auxiliary Equipment Power Credits, (W)
(J)

= 1 100 , ( )
dimana :

1 : 1

EX : Overall driver efficiency

: Energy input to the drives

VI.1.2.3 Boiler efficiency LHV based - ASME PTC 4 – 2013

Dibeberapa proyek PLTU terdapat nilai kontrak yang menggunakan guarantee
performance menggunakan dasar Low Heating Value (LHV) untuk nilai kalor
batubara sebagai dasar perhiutngan boiler effisiensi untuk menentukan nilai
gross plant heat rate (GPHR) maupun net plant heat rate (NPHR).

Dalam kesempatan ini kami ingin menjelaskan terkait cara perhitungan untuk
mencari nilai boiler effisiensi dengan dasar LHV berdasarkan ASME PTC 4
tahun 2013.

Berdasarkan ASME international Steam table, IAWPS-IF97, rekomendasi nilai
kalor untuk padat dan cair bahan bakar pada 25 C adalah 1050 Btu/lbm (2422
kJ/kg). Perhitungan LHV dari HHV adalah sebagai

= − 1 ( 2 8.937+ 20 ), Btu/lbm (kj/kg)

100

dimana :

1 : 1050 Btu/lbm (2422 kJ/kg) % mass
2 : Jumlah dari H2 dalam bahan bakar % mass
20 : Jumlah dari H2O dalam bahan bakar

Efisiensi boiler berdasarkan LHV dihitung dengan menganti nilai LHV untuk
nilai HHV pada semua perhitungan. karena LHV dihitung dengan mengurangi
bahan bakar HHV dengan panas laten untuk penguapan air yang terbentuk

125

PUSAT SERTIFIKASI

dari pembakar H2 pada bahan bakar dan konten air pada bahan bakar,
metode perhitungan LHV untuk losses yang disebakan oleh kandungan air
pada bahan bakar berbeda tergantung apakah dihitung menggunakan HHV
atau LHV. Kerugian panas pada HHV berdasarkan pada perbedaan nilai
enthalpy dari uap pada gas buang temperature, HstLvCr, dan nilai entalphy
pada air, HWRe, pada kondisi temperatur acuan. Kerugian energi pada LHV
berdasarkan perbedaan nilai entalphy pada uap air di temperatur gas buang
HWvLvCr dan nilai enthalpy pada uap air pada temperatur acuan, HWvRe.
Kerugian yang disebabkan oleh terbentuknya air dari pembakaran H2 pada
LHV, QpLH2F dihitung dengan persamaan sebagai berikut:


2 = 100 2 ( – ) ( )
dimana :

2 : Losses due to hydrogen in fuel %

2 : Air yang diproduksi dari pembakaran H2 pada bahan bakar

berdasarkan HHV.

: Entalpi water vapor saat TFgLvCr kkal/kg

: Entalpi water vapor saat temperature referensi

Kkal/kg

: nilai kalor batubara based HHV kkal/kWh

: nilai kalor batubara based LHV kkal/kWh

Dengan demikian, dapat di asumsikan bahwa semua kerugian dan kredit yang
dihitung berdasarkan persen input bahan bakar akan dihitung berdasarkan
HHV kemudian dikalikan dengan nilai rasio kalor HHV dengan LHV.


=
Akan perkalian nilai rasi kalor tersebut tidak berlaku untuk kerugian yang
disebabkan oleh hidrogen (H2) dan air (H2) pada bahan bakar.

Berdasarkan ASME PTC 4, nilai entalphy dari semua parameter dengan tanpa
kecuali uap, adalah berdasarkan temperatur acuan di 77 F (25). Nilai entalphy
dari upa air pada temperatur acuan adalah nol (0.0). Sehingga persamaan

126

PUSAT SERTIFIKASI

kerugian yang disebabkan oleh air yang dibentuk karena hasil pembakaran
pada H2 di bahan bakar dan air (H2O) pada bahan bakar berubah menjadi:

2 = 100 2 , %
= 100 , %

Kombinasi perhitungan kerugian dan kredit persen input bahan bakar pada
LHV dengan kerugian dan kredit dihitung pada BTU/hr (W), dinyatakan untuk
fuel efisiensi menggunakan campuran satuan untuk rugi-rugi dan kredit adalah


= (100 − + )( + − )
dimana :

: Jumlah losses yang dihitung berdasarkan basis LHV

%

: Jumlah credit yang dihitung berdasarkan basis LHV

%

: Output boiler Btu/hr, W

: Jumlah lossees yang dihitung pada Btu/hr,W

: Jumlah credit yang dihitung pada Btu/hr,W

VI.1.2.4 Koreksi pada Perhitungan Efisiensi Boiler

Sebagaimana maksud koreksi perhitungan performance test adalah karena
pada saat pengujian, parameter-parameter tidak dapat diatur hingga nilai-
nilainya tepat sesuai desain. Dalam hal pelaksanaan performance test untuk
boiler, yaitu untuk mendapatkan nilai boiler efisiensi.

Di dalam ASME PTC 4-2013 Fired Steam Generator, disebutkan formula-
formula yang digunakan dalam proses koreksi terhadap desain tersebut.
Selain menggunakan formula yang ada, proses koreksi pada perhitungan
efisiensi boiler juga dapat dilaksanakan dengan menggunakan metode kurva
koreksi (correction curve). Kurva koreksi yang digunakan merupakan
pengajuan dari Kontraktor yang berasal dari manufaktur boiler, dan harus
mendapatkan validasi dari engineering PLN. Contoh parameter desain yang

127

PUSAT SERTIFIKASI
dijadikan sebagai dasar koreksi perhitungan efisiensi boiler dengan
menggunakan kurva koreksi, antara lain:

1. Nilai kalor batubara
2. Flue gas temperature
3. Moisture content dalam batubara
4. Ash content dalam batubara
5. Ambient air temperature
6. Feed water temperature
7. dll.

Gambar - 70 : Contoh Kurva Koreksi Perhitungan Efisiensi Boiler dari Nilai Kalor Batubara

IV.2 Turbine Heat Rate

Turbine heat rate secara definisi adalah jumlah panas (kalor) yang masuk atau
dibutuhkan suatu sistem untuk memproduksi suatu output dalam suatu satuan waktu
(jam). Turbine heat rate ini pada umumnya dinyatakan dengan satuan kJ/kWh atau
Btu/kWh. Walaupun definisinya tampak sederhana, ada banyak cara untuk menghitung
heat rate tersebut. Secara umum, suatu pembangkit listrik tenaga uap akan melihat
kinerja suatu turbin berdasarkan nilai heat rate tersebut.
Pada masa sekarang ini, berbagai jenis bahan bakar digunakan dalam pembakaran di
boiler, mulai dari batubara, gas alam, minyak, limbah kayu, bahkan sampah. Namun
dalam perhitungan turbine heat rate, prinsip yang digunakan dalam menghitung heat rate

128

PUSAT SERTIFIKASI

adalah sama. Menurut standar EPRI dalam pengelolaan suatu pembangkit, memiliki
beberapa nilai heat rate yang dijadikan sebagai acuan, antara lain :

1. Design heat rate.
Yaitu nilai heat rate yang dijadikan sebagai acuan awal dalam
pengoperasian suatu pembangkit, biasanya design heat rate adalah nilai
heat rate yang diperoleh dari pabrikan atau tertuang dalam kontrak suatu
proyek pembangkit.

2. As Bulit Heat Rate
yaitu data heat rate dari Commisioning test. Heat rate hasil komisioning ini
bisa sebagai pembanding ketika melakukan uji heat rate, akan tetapi untuk
unit-unit yang sudah beroperasi cukup lama akan sulit untuk mendapatkan
hasil sesuai parameter ini. PLN Pusertif bidang sistem pembangkit
melaksanakan pengujian performance test adalah dalam rangka
mendapatkan nilai heat rate dengan kondisi terbaik dan selanjutnya
dibandingkan dengan nilai design heat rate, sebagai syarat penerimaan
suatu proyek pembangkit.

3. Best achievable heat rate.
Yaitu nilai heat rate yang dicapai pada saat unit tersebut masih baru, dan
unit dioperasikan secara optimal. Pencapaian nilai heat rate ini kadang
diperlukan berbagai modifikasi dari unit pembangkit tersebut

4. Operational / actual heat rate.
Operational heat rate, pada umumnya dilaksanakan oleh unit operasi, yaitu
pengukuran kebutuhan energi (bahan bakar) menghasilkan energi listrik
dalam suatu kurun waktu tertentu. Biasanya metode yang digunakan dalam
mendapatkan nilai heat rate ini adalah dengan metode input output, yaitu
dengan cara menghitung energi yang dibutuhkan (nilai kalor batu bara
dikalikan dengan jumlah batubara yang dikonsumsi) dibagi dengan jumlah
energi (kWh) yang dihasilkan.

Sebagai gambaran, gambar dibawah dapat menunjukkan nilai dari ketiga heat
rate diatas, walaupun sebenarnya tidak mengikat selalu sesuai dengan gambar.

129

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 71 :Tipikal Jenis Heat Rate Pembangkit

(Sumber : EPRI)

Selanjutnya, pada bagian ini kami akan mencoba menjelaskan tahapan-tahapan
perhitungan yang digunakan untuk mendapatkan nilai turbine heat rate (THR). Tipe yang
akan dibahas adalah tipe tandem dengan HP heater sebanyak 3 buah, karena memiliki
perhitungan dan formula yang lebih kompleks dibandingkan dengan tipe yang lain.

Pada dasarnya formula untuk perhitungan turbine heat rate adalah :

−
=

dimana :

: Energi panas yang masuk ke turbin (kJ/hr)

: Energi panas yang keluar dari turbin (kJ/hr)

Jadi pada intinya turbine heat rate adalah jumlah energi yang diserap oleh turbin untuk
menghasilkan power output suatu unit. Jumlah energi baik yang masuk maupun yang
keluar disini harus memperhatikan sistem yang ada pada unit tersebut. Sebagai contoh,
jika unit tersebut memiliki sistem rehater, maka parameter-parameter energi pada reheter
harus diperhitungkan sebagai input turbin (hot reheat) maupun output turbin (cold reheat),
begitu juga jika unit tersebut memiliki leakage pada turbine yang digunakan untuk hal
lain, misalnya auxiliary steam, juga harus diperhitungkan seagai energi yang keluar dari
suatu sistem tersebut.

Sedangkan untuk Generator gross power output merupakan nilai yang didapat dari
pengukuran keluaran generator yang dihasilkan pada periode tertentu.

130

PUSAT SERTIFIKASI
Pada suatu pengujian performance test khususnya turbine heat rate, data-data awal yang
umumnya didapat adalah nilai pressure, temperature, flow dan power output.
Kami mencoba menjelaskan bagaimana perhitungan turbine heat rate untuk sistem turbin
yang memiliki reheater (tandem dengan 3 HP Heater). Sebagai informasi awal, pada
umumnya untuk pelaksanaan pengujian performance test, data flow fluida yang diukur
adalah pada titik condensate flow (Gcw) dengan menggunakan ASME Flow Nozzle, yaitu
pada output condensate water pump ataupun juga pada aliran water input dari deaerator.

Gcw

Gambar - 72 : Titik Pengukuran dan Pengambilan Data
Gambar diatas cukup menunjukkan lokasi peralatan ukur yang digunakan dalam

pelaksanaan pengujian performance test, dari instrument- instrument yang digunakan di
atas akan didapatkan rata-rata dari semua parameter (data mentah), yang seharusnya
dapat dikoreksi terlebih dahulu sebelum digunakan dalam perhitungan.
Di bawah ini merupakan formula-formula yang digunakan dalam perhitungan
performance test.

1) Koreksi data mentah
Sebagai mana dijelaskan di atas, bahwa data-data mentah di atas, harus terlebih
dahulu dikoreksi sesuai ketentuan dari masing-masing parameter tersebut.

131

PUSAT SERTIFIKASI

Sebagai contoh :

• Koreksi pada parameter pressure
= + + +

dimana :

: Pressure terkoreksi (MPa)
: Pressure pengukuran (MPa)
: Koreksi pressure akibat adanya perbedaan ketinggian
antara titik pengambilan pengukura (tapping pont)

dengan instrumentnya (local pressure indicator)

: Koreksi pressure akibat keadaan ambient/udara
: Koreksi pressure berdasarkan hasil kalibrasi instrument,

yang pada umumnya terdapat pada sertifikat kalibrasi

nya.

Sebagai informasi terkait pengukuran pressure, nilai yang tercatat

dalam dcs atau pressure transmitter di local merupakan nilai gauge,

sedangkan nilai yang digunanakan dalam perhitungan adalah nilai

pressure absolute, sehingga perlu ditambahkan dengan ambient

pressure.

Gambar - 73 : Hubungan Nilai Tekanan

(Sumber : Fundamental of Thermodynamics)

Dari gambar di atas, dapat kita lihat bahwa kondisi pengukuran
pressure dibagi menjadi 2, yaitu :

132

PUSAT SERTIFIKASI

1. Di atas atmospheric pressure
Contoh penggunaan adalah pengukuran tekanan pada pipa main
steam.

2. Di bawah atmospheric pressure
Contoh penggunaan adalah pengukuran tekanan pada condenser,
pada umumnya nilai yang ditunjukkan pada dcs adalah nilai vacuum
(contoh -91 kPa), dan jika ditambahkan nilai ambient pressure maka
nilainya akan berubah menjadi positif, menjadi exhaust pressure (10
kPa).

• Koreksi pada parameter Temperature
= +

dimana :
: Temperature terkoreksi (∘C)
: Temperature pengukuran (∘C)
: Koreksi temperature berdasarkan hasil kalibrasi
instrument, yang pada umumnya terdapat pada sertifikat
kalibrasi nya.

• Koreksi pada parameter Power
= +

dimana :
: Power terkoreksi (kW)
: Power pengukuran (kW atau (A dan V))
: Koreksi power berdasarkan hasil kalibrasi instrument,
yang pada umumnya terdapat pada sertifikat kalibrasi
nya.

Terkait koreksi ketiga parameter diatas, berdasarkan hasil kalibrasi instrument,
terkadang sertifikat kalibrasi tidak menyediakan hal tersebut, dan karena pengaruh
terhadap nilai data awal sangat kecil, sehingga koreksi tersebut dapat diabaikan.

2) Condensate water flow
Sesuai ASME PTC-6, bahwa pengukuran aliran fluida (air) yang digunakan pada
perhitungan performance test, harusnya merupakan flow meter dengan

133

PUSAT SERTIFIKASI

spesifikasi/ketelitian yang khusus, sehingga data yang diperoleh merupakan data
yang sangat valid dan dapat dipercaya.

Jeni salat ukur aliran air (water flow) yang dapat digunakan sesuai ASME antara
lain: ASME flow nozzle, ventury, plate, namun dengan syarat-syarat spesifikasi
yang harus memenuhi kriteria yang tercantum dalam standar tersebut. Kalibrasi
yang valid juga merupakan salah satu syarat utama dalam penggunaan instrument
ukur aliran air tersebut.

Dibawah ini merupakan formula yang digunakan untuk perhitungan condensate
water flow (Gcw) jika menggunakan ASME flow nozzle.

= 2√12−∆ 4
4

dimana : : Condensate water flow (kg/h)
: phi→ 3,14
: Discharge coefficient of nozzle
: Expansion coefficient of fluid
: diameter dalam pada nozzle (m)
: differential pressure yang melewati nozzle (kPa)
∆ : Fluid density (kg/m3)
: ratio of nozzle (D/d)


Pada umumnya untuk nilai C,ε, d dan β sudah terdapat pada sertifikat kalibrasi
dari ASME flow nozzle tersebut.

3) Turbine heat rate (THR)

= −
−

dan selanjutnya dapat dijabarkan menjadi:

= ( + ℎ ℎ ℎ ℎ ) − ( + ℎ ℎ + + ℎ ℎ + ℎ ℎ )
−

dimana :

: Main steam flow (kg/h)
: Main steam enthalpy (kJ/kg)
ℎ ℎ : Hot reheat flow (kg/h)

134

PUSAT SERTIFIKASI

ℎ ℎ : Hot reheat enthalpy (kJ/kg)
: Feed water flow (kg/h)
: Feed water enthalpy (kJ/kg)
ℎ : Cold reheat flow (kg/h)
ℎ : Cold reheat enthalpy (kJ/kg)
ℎ : Superheater spray water flow (kg/h)
ℎ : Superheater spray water enthalpy (kJ/kg)
ℎ : Reheater spray water flow (kg/h)
ℎ : Reheater spray water enthalpy (kJ/kg)
: Gross power output (kW)

: Excitation power (kW)*,

untuk power eksitasi ini diperhitungkan dalam formula di atas jika unit tersebut

melakukan titik pengukuran GPO sebelum line input untuk power

eksitasi

4) Heat mass balance pada heater no 1 (HP Heater #1)

Extraction

Fw out Fw in

HP Heater 1

Drain

Gambar - 74 : Heat Mass Balance pada Heater No 1

Dengan memperhatikan gambar di atas dan hukum kekekalan energi maka dapat

diperoleh formula :

1 = ∗ ( 11 − 1 1)
−

dimana :

1 : Extraction 1 steam flow (kg/h)
: Feed water flow (kg/h)
1 : HP heater 1 output water enthalpy (kJ/kg)
1 : HP heater 1 input water enthalpy (kJ/kg)
1 : extraction 1 steam enthalpy (kJ/kg)
1 : HP heater 1 drain water enthalpy (kJ/kg)

135

PUSAT SERTIFIKASI

5) Heat mass balance pada heater no 2 (HP Heater #2)

Extraction

Fw out Fw in

HP Heater 2

Drain HPH1 Drain

Gambar - 75 : Heat Mass Balance pada Heater No 2

Formula : 2 = ∗ ( 2 − 2) − 1 ∗ ( 1 − 2)
dimana : 2 − 2

2 : Extraction 2 steam flow (kg/h)
2 : HP heater 2 output water enthalpy (kJ/kg)
2 : HP heater 2 input water enthalpy (kJ/kg)
2 : extraction 2 steam enthalpy (kJ/kg)
2 : HP heater 2 drain water enthalpy (kJ/kg)
6) Heat mass balance pada heater no 3 (HP Heater #3)

Extraction

Fw out Fw in

HP Heater 3

Drain HPH2 Drain

Gambar - 76 :Heat Mass Balance pada Heater No 3

Formula :

3 = ∗ ( 3 − 3) − ( 1 + 2) ∗ ( 2 − 3) − 1 ∗ ( 1 − 3)
3 − 3

dimana : : Extraction 3 steam flow (kg/h)
3 : HP heater 3 output water enthalpy (kJ/kg)
3 : HP heater 3 input water enthalpy (kJ/kg)
3 : extraction 3 steam enthalpy (kJ/kg)
3

136

PUSAT SERTIFIKASI

3 : HP heater 3 drain water enthalpy (kJ/kg)
1 : Leakage steam flow (kg/h)
1 : Leakage steam enthalpy (kJ/kg)
1 dan 1 yaitu aliran dan enthalpy leakage dari turbin yang masuk ke dalam

HP Heater 3, parameter ini disesuaikan dengan desain/kontruksi
dari masing-masing sistem pembangkit. Jadi jika pada sistem
turbine, hal ini tidak ada maka bagian ini pada formula di atas
dapat dikesampingkan.

7) Heat mass balance pada deaerator

Extraction

Dea out Cw in

Deaerator

Drain HPH3 Drain

Gambar - 77 : Heat Mass Balance pada Deaerator

Formula :

4 = ( − ∆ ) ∗ − ∗ − ( 1 + 2 + 3 + 1) ∗ 3 − 2 ∗ 2
4

dimana :

4 : Extraction 4 steam flow (kg/h)
: Deaerator outlet water flow (kg/h)
∆ : Deaerator equivalent flow (kg/h)
: Deaerator outlet water enthalpy (kJ/kg)
: Condensate /Deaerator inlet water flow (kg/h)
: Condensate /Deaerator inlet water enthalpy (kJ/kg)
4 : extraction 4 steam enthalpy (kJ/kg)
2 : Leakage steam 2 flow (kg/h)
2 : Leakage steam 2 enthalpy (kJ/kg)
2 dan 2 yaitu aliran dan enthalpy leakage dari turbin yang masuk ke dalam
deaerator, parameter ini disesuaikan dengan desain/kontruksi dari masing-

masing sistem pembangkit. Jadi jika pada sistem turbine, hal ini tidak ada

maka bagian ini pada formula di atas dapat dikesampingkan.

137

PUSAT SERTIFIKASI

8) Deaerator outlet water flow (Gdea out)
Formula :
= + ( 1 + 2 + 3 + 1) + 4 + 2 + ∆
Keterangan sesuai dengan keterangan pada nomor 7

9) Feed water flow (Gfw)

= − ℎ − ℎ

dimana :

: Feed water flow (kg/h)
: Deaerator outlet water flow (kg/h)
ℎ : Superheater spray water flow (kg/h)
ℎ : Reheater spray water flow (kg/h)
Untuk parameter ℎ dan ℎ , disesuaikan dengan desain dan kontruksi dari
masing-masing sistem pada pembangkit. Pada contoh formula di atas merupakan

contoh dari sistem yang menggunakan superheater dan reheater spray berasal

(tapping point) dari output feed water pump (BFPT/MBFP). Pada sistem lain, kami

juga menemui sistem superheater dan reheater spray yang berasal (tapping point)

dari outlet HP Heater, sehingga formula yang digunakan pun akan berbeda

dengan formula di atas. Parameter spray water flow ini pada umumnya merupakan

nilai dari pengukuran langsung/pengambilan data dari DCS.

Point penting yang harus diperhatikan, bahwa pada saat kita menentukan suatu
formula yang akan digunakan dalam perhitungan performance test, kita juga harus
memahami secara benar desain dan kontruksi yang diaplikasikan pada
pembangkit tersebut.

Kesalahan dalam penentuan formula, bisa jadi akan tetap menghasilkan nilai yang
didapat dari perhitungan, namun nilai tersebut merupakan nilai yang tidak valid
dan tidak benar, sehingga berpotensi menimbulkan masalah di kemudian hari.

10) Main steam flow (Gms)

= + ∆ + ℎ −
= ∆ + ∆ + ∆ ℎ

138

PUSAT SERTIFIKASI

dimana :
: Main steam flow (kg/h)
: Feed water flow (kg/h)
ℎ : Superheater spray flow (kg/h)
: Leakage di boiler (kg/h)
∆ : Deaerator tank equivalent flow (kg/h)
∆ : Steam Drum equivalent flow (kg/h)
∆ ℎ : Hotwell equivalent flow (kg/h)

Dari formula di atas, dapat kita lihat bahwa perhitungan main steam flow perlu
ditambahkan dengan superheater spray water flow, karena aliran spray tersebut
dimasukkan ke dalam main steam saat masih di boiler dan bersama-sama masuk
ke High Pressure (HP) Turbin.

Sedangkan untuk leakage boiler merupakan nilai akumulasi dari kehilangan fluida
pada satu siklus, yaitu dengan menjumlahkan equivalent flow pada deaerator,
steam drum dan hotwell. Equivalent flow diaplikasikan pada ketiga tanki tersebut
karena kita mengansumsikan tidak ada perubahan level pada heater baik HP
maupun LP heater), sehingga perubahan level hanya terjadi pada ketiga tanki
tersebut.

Sesuai standard ASME, pelaksanaan pengujian performance test hanya dapat
dilakukan jika leakage pada siklus diperoleh sebesar 0,1% dari main steam flow.
Namun nilai tersebut merupakan nilai yang sangat kecil, dan sebagian besar
pembangkit tidak dapat memenuhi nilai tersebut walaupun telah dilakukan
pengecekan dan pengencangan pada semua valve, khususnya valve isolasi
(isolation valve) yang diharapkan dapat meminimalisir kebocoran dan passing.

11) Cold reheat steam flow (Gcrh)
ℎ = − − 1 − 2 − 1 − 2

dimana :

ℎ : Cold reheat steam flow (kg/h)
: Main steam flow (kg/h)
: HP control valve steam leakage flow (kg/h), merupakan kebocoran

yang didesain terjadi pada control valve,

139

PUSAT SERTIFIKASI

1 : Extraction 1 steam flow (kg/h)
2 : Extraction 2 steam flow (kg/h)
1 : Interstage packing leakage (kg/h), yaitu kebocoran steam yang di

2 desain dengan aliran dari HP Turbine langsung menuju ke IP
Turbine yang berfungsi sebagai packing dari IP turbine tersebut.
: Packing leakage HP Turbine exhaust flow (kg/h), yaitu kebocoran
steam yang di desain dengan aliran dari HP Turbine langsung
menuju ke condenser.

namun untuk perhitungan performance test pembangkit lain, parameter
, 1 dan 2 seharusnya dapat dilakukan pengecekan di desain dan
aktual sistem yang terpasang, sehingga dapat ditentukan perlu tidaknya
penggunaan parameter ini dalam perhitungan performance test.

12) Hot reheat steam flow (Ghrh)
ℎ ℎ = ℎ + ℎ

Dimana :
ℎ ℎ : Hot reheat steam flow (kg/h)
ℎ : Cold reheat steam flow (kg/h)
ℎ : Reheater spray water flow (kg/h)

13) Turbine heat rate correction


= (1 + 0,01 1) ∗ (1 + 0,01 2) ∗ … ∗ (1 + 0,01 )

Turbine heat rate correction adalah koreksi nilai heat rate turbin yang didasarkan
pada nilai parameter saat pengujian dibandingkan dengan nilai desainnya. Pada
umumya Kontraktor menggaransikan suatu nilai garansi di dalam Buku Kontrak,
jika unit beroperasi pada parameter operasi tertentu.


= (1 + 0,01 1) ∗ (1 + 0,01 2) ∗ … ∗ (1 + 0,01 )

Sebagaimana koreksi terhadap turbine heat rate, formula koreksi terhadap power
output juga dilakukan dengan cara yang sama, yaitu berdasarkan dari nilai yang
didapat dari kurva koreksi.

Kedua formula diatas terkadang perlu disesuaikan atau di cek kembali
berdasarkan gradien dan titik nol sumbu x dari kurva koreksinya.

140

PUSAT SERTIFIKASI

Sebagai contoh, jika nilai garansi dikondisikan saat tekanan main steam sebesar
8,826 MPa, ternyata pada saat pengujian dioperasikan dengan rata-rata nilai
parameter tekanan sebesar 8,83 MPa, selisih angka ini harus dikoreksi
berdasarkan kurva koreksi yang valid, sehingga nilai akhir hasil koreksi dapat
dibandingkan dengan nilai garansi.
Penggunaan kurva koreksi dalam perhitungan hasil performance test harus
diminimalisir, untuk menghindari kesalahan akibat penerapan koreksi tersebut.
Atas dasar ini, penerapan deviasi dan fluktuasi sesuai dengan standar ASME
merupakan hal yang penting, karena range kesalahan (error) dalam perhitungan,
didasarkan pada range yang tercantum dalam standar ASME PTC 6, walaupun
range dari grafik yang disediakan cukup lebar. Sehingga apabila ada nilai dari
parameter yang dikoreksi ternyata melebihi dari range deviasi, maka kurva koreksi
tersebut tidak dapat diterapkan.
Berdasarkan ASME PTC 6 Steam turbine, koreksi dibagi menjadi 2 grup yaitu:

1. Koreksi grup 1
Grup ini mencakup koreksi untuk variabel terutama yang mempengaruhi
sistem pemanas pada feed water. Selain itu juga koreksi untuk kondisi
pengoperasian generator. Yang termasuk koreksi pada grup ini, antara lain:
a. Feedwater heater terminal temperature difference (TTD)
b. Feedwater heater drain cooler approach (DCA)
c. Extraction line pressure drops.
d. System water storage changes.
e. Feedwater enthalpy rise through condensate and feed water pumps.
f. Condenser – condensate temperature depression.
g. Make-up water flow.
h. Desuperheating water used to control steam temperature.
i. Power factor
j. Genearator voltage
k. Generator hydrogen pressure.

141

PUSAT SERTIFIKASI
2. Koreksi grup 2

Grup ini mencakup koreksi untuk variabel terutama yang mempengaruhi
kinerja dan performa dari turbin. Yang termasuk koreksi pada grup ini,
antara lain :
a. Turbine initial steam pressure
b. Turbine initial steam temperature
c. Turbine hot reheat steam temperature
d. Turbine initial steam quality
e. Pressure drop on reheater
f. Turbine exhaust pressure
g. Turbine speed
h. Reheater temperature terminal difference (TTD)

Gambar - 78 : Contoh Kurva Koreksi (Exhaust Pressure Vs Heat Rate)

142

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 79 : Contoh Kurva Koreksi (Main Steam Pressure Vs Output Power)
Dari sekian banyak koreksi yang disebutkan sebelumnya, terkadang manufaktur
turbin memiliki koreksi pada hal lain, dengan perhitungan yang detail dan kurva
koreksi yang valid, misalnya koreksi terhadap :

a. HP turbine gauze filter
b. IP turbine gauze filter
Kedua koreksi di atas merupakan koreksi akibat adanya penurunan tekanan dari
main steam karena melewati filter sebelum masuk turbin. Namun ada juga
manufaktur turbin dari proyek pembangkit yang hanya menyediakan 3 koreksi
saja, yaitu main steam pressure, main steam temperature dan exhaust pressure.
Jadi penerapan kurva koreksi tersebut merupakan hal yang tidak mengikat, namun
seharusnya tidak melebihi dari yang tercantum di dalam Buku Kontrak.
Dibawah ini merupakan koreksi untuk Net Plant Heat Rate (NPHR) yang umumnya
tercantum dalam Buku Kontrak Part 4.3.6 Performance testing, guarantees, and
first inspection, antara lain :
a. Main steam pressure
b. Main steam temperature
c. Reheat steam pressure
d. Reheat steam temperature

143

PUSAT SERTIFIKASI

e. Condenser pressure
f. Make up water flow
g. Ambient temperature
h. Generator power factor
i. Coal analysis
j. System frequency

IV.2 Electrical Power Test

Pengujian elektikal pada performance test PLTU terdiri dari auxiliary power consumption,
generator power output, net power output dan transformer losses. Metode pengukuran
langsung biasa digunakan untuk generator output dan auxiliary power consumption yaitu
pengukuran disisi unit auxiliary power dan common auxiliary power. Sedangkan untuk
net power output metode yang digunakan adalah dengan menggunakan metode
perhitungan.

IV.2.1 Unit auxiliary power consumption

Unit Auxiliary Power Consumption (APC) adalah daya listrik yang digunakan oleh
peralatan bantu yang berkaitan langsung dengan kelangsungan jalannya unit
PLTU, jika peralatan bantu unit auxiliary tidak beroperasi maka akan segera
menyebabkan pengurangan keluaran unit.

.
Gambar - 80 : Unit Auxiliary Power

(Sumber : Buku kontrak proyek pembangkit FTP 1)

144

PUSAT SERTIFIKASI

Dalam buku kontrak FTP 1, selain nilai garansi, jenis peralatan bantu yang di
garansikan juga sudah ditentukan dalam klausul performance guarantee. Berikut
contoh daftar jenis peralatan bantu dan besarnya daya yang digaransikan dalam
buku kontrak.
Untuk mengetahui nilai dari Unit auxiliary power consumption adalah dengan
mengukur daya dari tiap-tiap peralatan tersebut pada saat Unit Pembangkit
beroperasi pada beban 100% MCR.
Pengujian dilakukan dengan mengukur besarnya arus, tegangan, dan faktor daya
yang kemudian dikalkulasikan sesuai persamaan daya.

Tabel - 10 : Contoh Pengukuran APC untuk Equipment Boiler Feed Pump

Metode lain untuk mengukur UAPC adalah dengan dengan mengukur daya pada
titik pengukuran HV (side) Unit Auxiliary Transformer, namun perlu diperhatikan
bahwa Peralatan-peralatan yang ada di dalam buku kontrak beroperasi pada saat
pengukuran.

Masing-masing feeder Output UAT

Titik pengukuran Masing-masing feeder Pada output dari Unit
(motor dan sistem) pada Auxiliary Transformer (UAT)
panel auxiliary system

Data Tegangan, arus dan power Tegangan, arus dan power

factor factor

145

PUSAT SERTIFIKASI

Masing-masing feeder Output UAT

Jumlah data, Sesuai dengan titik 1 (satu) titik pengukuran
kebutuhan alat pengukuran
ukur dan personel

Durasi Tiap 15 menit Tiap 15 menit

Tabel - 11 : Perbandingan metode pengukuran auxiliary power system

Tabel di atas merupakan resume singkat perbedaan kedua metode yang ada,
sementara ini belum adaa standar yang mengatur metode mana yang seharusnya
digunakan, dan juga di dalam Buku Kontrak yang diatur dalam nilai LD adalah nilai
total, namun pada kesempatan ini Kami ingin menyampaikan bahwa pengukuran
pada tiap – tiap feeder merupakan metode yang lebih baik, karena kita dapat
mengetahui power pada masing-masing feeder dan sangat valid jika dibandingkan
dengan Buku Kontrak yang ada.

IV.2.2 Common auxiliary power consumption

Common auxiliary power merupakan daya listrik yang digunakan oleh peralatan
bantu yang apabila peralatan tersebut tidak beroperasi, tidak akan berpengaruh pad
output PLTU hingga interval waktu tertentu. Secara umum, peralatan common
digunakan oleh beberapa unit secara bersama-sama. Jenis peralatan dan besarnya
daya untuk common power consumption juga sudah ditentukan dalam Buku kontrak
FTP 1. Berikut contoh daftar peralatan untuk common power consumption yang
digaransikan.

Metode perhitungan untuk common power consumption sama seperti pengukuran
Unit Auxiliary power consumption yaitu dengan dengan mengukur Arus, Tegangan
dan faktor daya pada masing- masing peralatan atau sistem.

146

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 81 : Common Power System
(Sumber : Buku kontrak proyek pembangkit FTP 1)

Berikut contoh hasil perhitungan Common power consumption tiap equipment.

Tabel - 12 : Contoh Pengukuran Common Power untuk Sistem WTP

IV.2.3 Transformer losses

Dalam buku kontrak proyek pembangkit FTP 1, nilai garansi yang ditentukan untuk
transformer losses terdiri dari 3 parameter, yaitu :

147

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 82 : Jenis Transformer Losses yang Digaransikan di Buku Kontrak FTP1
(Sumber : Buku kontrak proyek pembangkit FTP 1)

1. Iron dan copper losses

Gambar - 83 : Contoh Hasil FAT Untuk Load Losses dan No Load Loss

Pengujian pengukuran transformer losses untuk Iron losses dan Copper losses
tidak memungkinkan untuk diuji di lapangan, oleh karena itu Untuk kedua item
tersebut, Metode perhitungan menggunakan data dari hasil uji pabrikan yang
kemudian dibandingkan dengan nilai garansi dalam buku kontrak.
Dalam hasil uji pabrikan, Iron losses di kategorikan sebagai No load loss,
sedangkan untuk Copper losses di kategorikan sebagai Load loss.
2. Auxiliary power losses

148

PUSAT SERTIFIKASI

Adalah daya yang digunakan oleh peralatan bantu yang terdapat pada transformer
itu sendiri. Dalam pengoperasiannya, Transformer membutuhkan peralatan bantu
untuk mendukung pengoperasian transformer itu sendiri. DIantara peralatan bantu
tersebut adalah:
1) Sistem pendingin (Pompa Oil dan Fan)
2) Sistem lighting (Lampu Panel)
Metode perhitungan auxiliary power pada transformer losses sama seperti
pengukuruan APC yaitu dengan mengukur daya yang digunakan oleh peralatan-
peralatan bantu tersebut. Titik pengukuran aux power Transformer berada di
switchgear feeder supply aux transformer atau pada Breaker Main input yang
berada di Panel Trafo itu sendiri. Pada saat pengukuran perlu diperhatikan
equipment2 pendukung operasional trafo dalam keadaan beroperasi.

Tabel - 13 : Contoh Perhitungan Aux Power untuk Transformer

IV.2.4 Gross power output

Gross Power Output (GPO) adalah jumlah besarnya daya yang dihasilkan oleh
generator selama periode waktu. Secara umum Metode perhitungan untuk
mengetahui Gross power output suatu generator adalah dengan mengukur daya
keluaran total dari generator dengan menggunakan Energy metter yang terpasang.
Untuk mengukur daya keluaran generator, terdapat beberapa metode pengukuran
yang bisa digunakan. Metode- metode perhitungan daya ini juga bisa digunakan
untuk mengukur Net power output dan auxiliary power consumption.

149

PUSAT SERTIFIKASI

1. Menggunakan watt metter.

Dengan merata-ratakan hasil dari Pencatatan daya keluaran generator

selama periode waktu tertentu dan dengan interval waktu pengukuran

tertentu

= 1 + 2+. . . +


dimana :

: Gross power output Watt

1 : pengukuran ke 1 Watt
2 : pengukuran ke 2 Watt
: jumlah pengukuran

2. Menggunakan Energi meter

Dengan mengurangi hasil ukur akhir dengan hasil ukur awal yang kemudian

dibagi dengan periode waktu tertentu.

= 2 − 1


dimana :

: Gross power output Watt

2 : Pengukuran akhir kWh
1 : Pengukuran awal kWh
: waktu h

berikut contoh hasil pengukuran Gross Power Output menggunakan Energy

meter.

Date 4-Jul-19

TMCR 1

No Time Metering ( MWH )

1 12:00 31539.958

2 12:15 31553.474

3 12:30 31567.771

4 12:45 31582.17

5 13:00 31597.209

150

PUSAT SERTIFIKASI

6 13:15 31610.552

7 13:30 31624.716

8 13:45 31638.932

9 14:00 31653.924

Energy 1 hour 56.983

Tabel - 14 : Contoh Pengukuran GPO dengan Energi Meter

Di beberapa tempat, hasil dari pengukuran energy meter tersebut masih
merupakan nilai perhitungan nilai sekunder dari Current transformer dan
voltage transformer, jadi nilai tersebut masih harus dikalikan dengan rasio
dari CT&VT yang digunakan untuk energi meter.
3. Menggunakan Ampere meter, voltmeter, dan cos phi meter
Yaitu pengukuran daya dengan mengukur arus, tegangan dan faktor daya.

Gambar - 84 : Sistem DCS untuk Generator Power Output
Berikut Contoh pengukuran dan perhitungan Daya menggunakan metode
pengukuran Arus, tegangan dan Faktor daya.

151

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 85 : Contoh Pengukuran Daya Dengan Pengukuran Arus, Tegangan dan Faktor
Daya

Gambar - 86 : Contoh Titik Pengukuran Daya
Pada pelaksanaannya , perlu diperhatikan letak peralatan ukur dalam hal ini Current
transformer yang digunakan untuk mengukur Power output dari generator .

152

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 87 : 2 Kondisi pengukuran Gross Power Output (GPO)

Kondisi 1
CT berada setelah percabangan jalur menuju trafo eksitasi. Dengan kondisi ini,
Nilai yang terukur dapat digunakan untuk hasil akhir dari GPO.

Kondisi 2

CT Berada sebelum Percabangan jalur menuju trafo eksitasi, dengan kondisi ini

untuk mengetahui nilai akhir dari GPO, nilai yang terukur dikurangi dengan Daya

yang digunakan untuk sistem eksitasi.

= −

GPO : Gross Power Output (Final)

: Gross Power Output terukur

: Excitation Power

IV.2.5 Net power output

Net power output adalah Jumlah energi yang didistribusikan unit pembangkit ke
Jaringan listrik untuk digunakan oleh pelanggan. Karena energi yang dihasilkan oleh
generator (gross power output) selain didistribusikan ke pelanggan juga digunakan
oleh peralatan bantu pembangkit itu sendiri.

Metode pengujian untuk mengetahui Net power output:

1. Dengan perhitungan persamaan.

153

PUSAT SERTIFIKASI

Persamaan yang digunakan untuk mengetahui Net Power output static
exciter adalah :

= − Pexc − total − −
Sedangkan untuk dynamic exiter adalah

= − total − −
dimana dalam buku kontrak FTP 1 persamaan dari Total auxiliary power
consumption adalah

1
= +
n = jumlah unit pembangkit yang menggunakan common
2. Dengan menggunakan alat ukur.
Pengukuran untuk net power output menggunakan metode pengukuran daya
yang sama seperti pengukuran GPO, hanya saja titik pengukurannya berada
pada sisi HV Main Transformer.

Gambar - 88 : Titik Pengukuran Elektrik Power Output.

IV.2 Plant Performance

Hasil akhir yang dibutuhkan dalam performance test, dan yang menjadi salah satu
parameter yang dibandingkan dengan garansi dalam Buku Kontrak adalah Gross
Plant Heat Rate (GPHR) dan Net Plant Heat Rate (NPHR). NPHR juga merupakan
parameter yang menunjukkan kinerja suatu pembangkit.
Dibawah ini merupakan formula untuk kedua parameter tersebut


( / ) = ( / )

154

PUSAT SERTIFIKASI

dimana : : Gross plant heat rate kkal/kWh
: Turbine heat rate kkal/kWh
: Efisiensi boiler %




( / ) = ∗ ( / )

dimana :

: Net plant heat rate kkal/kWh

: Gross power output Watt

: Net power output Watt

Berdasarkan kedua formula di atas, dapat diketahui bahwa perhitungan GPHR dan

NPHR mempunya 2 basis metode perhitungan yaitu HHV based dan LHV based,

yang ditentukan oleh nilai boiler efisiensi yang dimasukkan dalam perhitungan

tersebut.

PLN Pusat Sertifikasi pada umumnya menyajikan kedua hasil basis perhitungan

tersebut di dalam laporan performance test, tetapi pada saat dibandingkan dengan

nilai garansi dalam Buku Kontrak suatu proyek, disesuaikan dengan basis yang ada

dalam garansi Buku Kontrak tersebut.

IV.3 Bonafide Test

1. Steam generator Capacity
Untuk pengujian kapasitas steam generator mengadopsi nilai steam flow dari
perhitungan mengunakan ASME PTC 6, yang akan sama dengan jumlah
aliran uap dan aliran desuperheater spray dan reheat spray.
= 100 + ℎ + ℎ , %
dimana :

: Steam generating Capacity
: Feedwater flow
ℎ : Superheater Spray flow
ℎ : Reheater Spray flow

155

PUSAT SERTIFIKASI

2. Boiler Excess Air
Pengujian boiler excess air dilaksanakan untuk mengetahui bahwa
pembakaran dalam boiler itu pada kondisi paling efisien dalam setiap
pembakaran, jumlah bahan bakar dan udara akan berada dalam rasio
sempurna. Pengujian boiler excess air dilaksanakan bersamaan dengan
pengujian boiler effisiensi pada beban 100% MCR. Adapun ratio boiler excess
dapat di hitung berdasarkan persamaan sebagai berikut:

Berdasarkan standard ASME PTC 4 – 2013

− ℎ
= 100 ℎ , %

dimana :

: Dry air lbm / Btu

ℎ : Theoretical Air lbm / Btu

Berdasarkan standard ASME PTC 4.1 – 1964

= ′ − ∅ , %
′∅

dimana :

′ : Weight of dry air per pound
′∅ : Pound of dry air theoretically

3. Furnace Leakage

Didalam item bonafide test terdapat nilai untuk Furnace leakage. Adapun

metode yang digunakan untuk menentukan kebocoran pada ruang bakar

adalah dengan menghitung excess air pada keadaan furnace kondisi negative

dan furnace kondisi positif. Dari perbandingan nilai excess air pada kondisi

positif dan negative kita dapat mengasumsikan nilai kebocoran pada ruang

bakar tersebut. Boiler furnace leakage ratio dapat dihitung dengan persamaan

sebagai berikut:

= −


dimana :

: Furnace Leakage Ratio

156

PUSAT SERTIFIKASI

: Excess air Pada kondisi Furnace Normal Operasi (-)

: Excess air pada kondisi Furnace positif (+)

4. Plant minimum load

Plant minimum load adalah pengujian performance test yang dilaksanakan

untuk melihat kestabilan unit pada saat beban paling minimum dengan kondisi

stabil. Pelaksanaan pengujian ini berdasarkan heat balance yang valid, yaitu

mengkondisikan parameter operasi sesuai dengan heat balance dengan

toleransi mengikuti tabel deviasi dan fluktuasi pengujian.

Pada umumnya hasil yang diperoleh adalah beban dan pencatatan parameter

operasi, dan selanjutnya dibandingkan dengan nilai yang tercantum dalam

Buku Kontrak, semakin kecil nilai beban yang didapat, maka semakin

memenuhi nilai bonafide dalam kontrak.

Gambar - 89 : Contoh Heat Balance Plant Minimum Load

5. Plant maximum load
Plant maximum load adalah pengujian performance test yang dilaksanakan
untuk melihat kestabilan unit pada saat beban paling maximum dengan kondisi
stabil. Pelaksanaan pengujian ini berdasarkan heat balance yang valid, yaitu
mengkondisikan parameter operasi sesuai dengan heat balance dengan
toleransi mengikuti tabel deviasi dan fluktuasi pengujian. Selain itu pada
pengujian ini biasanya dilakukan pada saat turbin kondisi Valve Wide Open
(VWO), yaitu dimana semua GV atau CV turbin pada posisi open 100%. Jadi

157

PUSAT SERTIFIKASI
jumlah uap yang masuk ke dalam turbin maximal dari kapasitas turbin
tersebut.
Pada umumnya hasil yang diperoleh adalah beban dan pencatatan parameter
operasi, dan selanjutnya dibandingkan dengan nilai yang tercantum dalam
Buku Kontrak, semakin besar nilai beban yang didapat, maka semakin
memenuhi nilai bonafide dalam kontrak.

Gambar - 90 : Pengaturan MSV dan GV di DEH Saat Pengujian VWO

Gambar - 91 : Contoh Heat Balance Plant Maximum Load (VWO)
158

PUSAT SERTIFIKASI
Pengujian pada kondisi ini merupakan kondisi yang cukup berbahaya, karena
semua peralatan bekerja secara maksimum, sehingga tim performance test
PLN Pusat Sertifikasi melaksanakan pengujian tetap mengedepankan safety,
baik terhadap operator maupun peralatan itu sendiri. Ketika kondisi unit sudah
terlihat cukup rawan untuk proses naik beban hingga mencapai target, dengan
memperhatikan parameter-parameter operasi, maka pengujian tidak harus
diteruskan mencapai nilai target tersebut, dan nilai rata-rata beban yang
diperoleh dioperasikan selama durasi pengujian, selanjutnya sebagai hasil
dari pengujian tersebut.
6. High pressure heater cut off

Gambar - 92 : Pola Pengoperasian HP Heater Saat Pengujian HP Heater Cut Off

HP heater cut off test adalah pengujian performance test yang dilaksanakan
untuk melihat kestabilan unit pada saat HP heater berhenti beroperasi.
Pelaksanaan pengujian ini berdasarkan heat balance yang valid, yaitu
mengkondisikan parameter operasi sesuai dengan heat balance dengan
toleransi mengikuti tabel deviasi dan fluktuasi pengujian.
Proses pengkondisian unit dalam rangka pengujian HP Heater cut off ini,
dilakukan dengan menutup aliran ekstraksi turbin yang menuju HP Heater, dan
selanjutnya mengalirkan feed water ke boiler tanpa melewati HP Heater
tersebut, yaitu melewati HP Heater bypass (jika ada).

159

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 93 : Contoh Heat Balance HP Heater Cut Off
Pada pelaksanaan pengujian, selain mengikuti heat balance yang ada, kami
juga harus memastikan berapa gap atau selisih antara temperature air yang
keluar dari Boiler feed water pump dengan temperature air yang masuk ke
dalam boiler (economizer).
Pada umumnya hasil yang diperoleh adalah beban dan pencatatan parameter
operasi, dan selanjutnya dibandingkan dengan nilai yang tercantum dalam
Buku Kontrak, semakin besar nilai beban yang didapat, maka semakin
memenuhi nilai bonafide dalam kontrak.

160

PUSAT SERTIFIKASI

BAB V PELAKSANAAN PERFORMANCE TEST

PELAKSANAAN PERFORMANCE TEST

Pada tahap ini, PLN Pusertif melaksanakan review terhadap prosedur yang akan
dijadikan sebagai acuan dalam pelaksanaan performance test. Dengan berdasar
pada Buku kontrak maupun standar yang disepakati, PLN Pusertif memeriksa
prosedur tersebut, baik secara tertulis maupun melalui pembahasan langsung.

V.1 Finalisasi Prosedur

Dalam mencapai prosedur yang final, terkadang dibutuhkan beberapa kali review dan
meeting, bahkan jika hal yang dibahas merupakan hal krusial terkait Buku Kontrak,
sangat diperlukan klarifikasi dari konsultan engineering PLN dan PLN Proyek untuk
memutuskan perihal tersebut.

Gambar - 94 : Format Review Prosedur Performance Test

161

PUSAT SERTIFIKASI
Hal ini dimaksudkan agar prosedur final yang didapatkan, dapat benar-benar diterapkan
pada saat pelaksanaan performance test, sesuai dengan Buku Kontrak dan standar dan
tidak menimbulkan masalah dikemudian hari baik pada saat pelaksanaan, perhitungan
hingga pelaporannya.
Setelah prosedur itu disepakati secara keseluruhan, PLN Pusertif akan melakukan
validasi terhadap prosedur tersebut hingga per halaman dari prosedur tersebut, dengan
tujuan bahwa prosedur tersebut merupakan kesatuan prosedur yang utuh, termasuk
terhadap lampirannya, sehingga tidak dapat dilakukan perubahan per halamannya.
Selain permasalahan teknis langsung terkait performance test, prosedur pelaksanaan
performance test juga harus mencakup prosedur keamanan dan keselamatan kerja (K3)
dalam upaya pencegahan dan penanganan jika terjadi suatu permasalahan yang
berpotensi menimbulkan bahaya.

Gambar - 95 : Contoh Prosedur Final yang Telah Disetujui PLN Pusertif
162

PUSAT SERTIFIKASI

V.2 Durasi Pelaksanaan

Pada sub bab ini kami akan menyampaikan penjelasan terkait durasi pelaksanaan
pengujian baik untuk pengujian guarantee test maupun bonafide test, yang pada
umumnya sudah tertuang juga dalam prosedur performance test.

No Parameter Pengujian Stabilisasi (jam) Pengujian (jam)

1. Maximum Continuous Rating/ MCR 1 4 jam boiler test,

(2 kali) didalamnya 2 jam

turbine test.

2. 75% MCR 1 2 jam (boiler dan

turbine)

3. 50% MCR 1 2 jam (boiler dan

turbine)

4. BMCR 11

5. Plant maximum load (VWO) 1 1

6. Plant Minimum load 0,5 1

7. HP Heater cut off 0,5 1

8. Furnace Leakage 0,5 2 x 0,5 jam (positive

dan negative

pressure)

9. Maximum steam generator 0,5 1

capability

Tabel - 15 : Durasi Pelaksanaan Performance Test Secara Umum

Khusus untuk pengujian performance test pada kondisi 100% MCR, pelaksanaan
pengujian dilaksanakan sebanyak 2 kali yaitu MCR 1 dan MCR 2, dengan durasi masing-
masing sama sesuai tabel 15 di atas.

163

PUSAT SERTIFIKASI

Pola Pembebanan Performance Test saat 100% MCR

110%

100% 100% 100%
90%

80% 100% MCR -1 85% 100% MCR -2
70%

Beban 60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Jam ke

turbine dan electrical test boiler test

Gambar - 96 : Pola Pembebanan Saat Kondisi Pengujian 100% MCR

Dari gambar 7, cukup jelas menggambarkan bagaimana pola pembebanan pada saat
pelaksanaan performance test dengan kondisi beban 100% MCR. Pada umumnya
kondisi ini merupakan kondisi yang sangat penting, karena terkait nilai garansi sesuai
Buku Kontrak, diambil dari data pengujian kondisi ini.

Jika diperhatikan dalam gambar pola pembebanan di atas, untuk pengujian 100% MCR
dilaksanakan sebanyak 2 kali pengujian, dengan metode yang sama. Hal ini mengikuti
standar ASME PTC 6 – Steam turbine, bahwa pengujian harus dilaksanakan minimal 2
kali untuk memenuhi unsur duplicate test, dan perbedaan hasil heat rate koreksi antara
kedua pengujian tersebut (100% MCR-1 dan 100% MCR-2) tidak boleh melebihi dari
0,25%. Dan sesuai standar ASME PTC 6, bahwa pengujian dengan kondisi yang sama
dan dilaksanakan secara berurutan harus merubah kondisi valve dan membuka sistem
isolasi, perubahan kondisi pembukaan valve ini minimal sebesar 15%.

Pada umumnya PLN Pusertif meminta untuk merubah atau menurunkan beban sebesar
15% dan ditahan selama kurang lebih selama 1 jam untuk proses penambahan air (make
up water), pengkondisian sistem isolasi dan persiapan ke pengujian selanjutnya, dan
beban kembali dinaikkan ke kondisi pengujian termasuk mengkondisikan kembali sistem

164

PUSAT SERTIFIKASI
isolasi nya. Nilai akhir yang digunakan untuk diperbandingkan dengan nilai garansi
adalah rata-rata dari kedua pengujian tersebut.

V.3 Peralatan yang Digunakan

Peralatan yang digunakan dalam performance test cukup banyak, baik dari peralatan
eksisting maupun peralatan temporer yang khusus. Dibawah ini merupakan contoh
peralatan yang digunakan
1. Peralatan eksisting, pada umumnya data-data dapat tercatat di Distributed Control

System (DCS):
a) Pressure transmitter

Gambar - 97 : Pressure Transmitter

Pressure transmitter adalah instrument yang digunakan pada saat pengukuran
pressure pada tubin dan boiler. untuk pelaksanaan performance test nilai akurasi
untuk pressure transmitter adalah ± 0.075 % dan harus dipastikan untuk semua
instrument transmitter sudah terkalibrasi.
b) Temperature indicator
Untuk pengukuran temperatur instrument yang digunakan saat performance test
yaitu temperature transmitter atau thermocouple jenis E. dan harus dipastikan
bahwa semua instrument sudah terkalibrasi dengan uncertainty ± 1 °F.

165

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 98 : Temperature Transmitter

c) Power meter
Power meter digunakan untuk mengukur daya pada generator keluaran
generator. Power meter untuk performance test harus memiliki kelas akurasi
0.2% dan harus dipastikan bahwa power meter sudah terkalibrasi.

Gambar - 99 : Power Meter

d) Water Level
Water level digunakan untuk pengukuran perubahan level pada deaerator,
hotwell dan steam drum. Instrument untuk pengukuran water level menggunakan
differential pressure transmitter di steam drum dan magnetic untuk hotwell dan
deaerator. Dan harus dipastikan bahwa semua instrument sudah terkalibrasi.

166

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 100 : Magnetic Level Gauge
2. Peralatan temporer

a) ASME flow nozzle
ASME flow nozzle digunakan untuk mengukur primary water flow yang di pasang
pada pipa kondensat sebelum masuk ke deaerator. ASME flow nozzle sangat
mempengaruhi keakuratan hasil perhitungan tubine heat rate oleh karena itu
untuk spesifikasi harus sesuai dengan kreteria ASME PTC 6, yaitu nilai beta ratio
(d/D atau β sebesar 0,25 – 0,5 dan nilai Discharge Coefficient(Cx) sebesar
1,0054 ±0,0025.

Gambar - 101 : Instalasi ASME Flow Nozzle

167

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 102 : Flow Nozzle tipe Plate Flow Straighttener yang direkomendasikan ASME
(sumber : ASME PTC 6-Steam Turbine)

Gambar - 103 : Nozzle
Gambar diatas merupakan contoh dari nozzle pada ASME flow nozzle, sesuai
ASME PTC 6 – Steam Turbine, bahwa nozzle harus terbuat ari material yang
tahan terhadap korosi, dan permukaan dari nozzle tersebur harus bebas dari
scratch dan dengan permukaan yang “hydraulically smooth” atau halus untuk
meminimalisir adanya turbulensi dalam aliran.

168

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 104 : Spesiifikasi Nozzle
(sumber : ASME PTC 6-Steam Turbine)

b) Flue gas analyzer

Flue gas analyzer digunakan untuk mengukur kandung O2, CO, CO2, SO2 dan
NO2. Titik pengukuran flue gas berada pada inlet dan atau outlet air heater.
Untuk akurasi flue gas analyzer untuk Oksigen adalah ±0.2 % dan untuk CO dan
NO ± 5%. Untuk flue gas analyzer dapat dilakukan kalibrasi di lapangan dengan
menggunakan O2 dan CO2 Standar.

Gambar - 105 : Flue Gas Analyzer (1)
169

PUSAT SERTIFIKASI

Gambar - 106 : Flue Gas Analyzer (2)

c) Ambient condition (Temperature, Pressure dan Relative Humidity)
Ambient condition adalah kondisi terkait dengan barometric pressure, dry bulb
and wet temperature dan relative humidity (RH). Psychrometer dan barometer
digunakan untuk mengukur dry bulb, wet bulb temperature, tekanan atmosper
dan humidity. Dan harus dipastikan bahwa astikan hasil kalibrasi dari
psychrometer uncertainty ±0.5 dan untuk barometer uncertainty ±0.05 in.Hg.

Gambar - 107 : Psychrometer dan Barometer.
170

PUSAT SERTIFIKASI
d) Clamp Meter

Clamp meter digunakan untuk pengujian pada pengukuran auxiliary consumption
pada feeder maupun motor. Dimana clamp meter harus dapat mengukur nilai
dari arus, tegangan dan power factor, sehingga didapat besarnya nilai beban
(kW). Clamp meter yang akan digunakan harus sudah terkalibrasi dengan nilai
akurasi alat ±0.2%.

Gambar - 108 : Clamp Meter
V.4 Persiapan Pelaksanaan
Pada tahap persiapan pelaksanaan ini, biasanya dilakukan inspeksi bersama antara tim
dari PLN Pusat Sertifikasi dan dari Kontraktor, untuk mengetahui kesiapan unit dalam

pelaksanaan performance test.
Kegiatan yang dilakukan antara lain:
1. Pemeriksaan dokumen kalibrasi.

Pemeriksaan dokumen kalibrasi yaitu memeriksa kevalidan dari dokumen atau
sertifikat kalibrasi peralatan uji yang akan digunakan dalam performance test, terkait
kesesuaian dengan persyaratan Buku Kontrak maupun standar, masa berlaku
kalibrasi dan juga terkait kesesuaian dengan instrumen yang terpasang di unit
tersebut.

171

PUSAT SERTIFIKASI

Hal ini dimaksudkan untuk memastikan bahwa semua alat yang terpasang dan akan
digunakan sebagai alat ukur dalam pelaksanaan performance test telah valid dan
data yang akan diperoleh dari alat ukur tersebut dapat dipercaya dan dapat
dipertanggungjawabkan.
2. Pemeriksaan instrument pengukuran.
Setelah dilakukan pemeriksaan terhadap dokumen kalibrasi dari instrument
pengukuran, selanjutnya adalah pencocokan terhadap instrument dan juga sekaligus
untuk memeriksa kondisi instrumen tersebut di lapangan.
Hal ini dimaksudkan agar semua instrumen yang digunakan dalam performance test
merupakan instrumen yang sesuai dengan data sertifikat kalibrasi yang ada.

Gambar - 109 : Pengecekan Instrument yang Akan Digunakan dalam Performance Test
3. Pengukuran waterleg untuk instrument pressure transmitter

Sebagaimana yang telah kami jelaskan pada bab sebelumnya, bahwa khusus untuk
parameter tekanan, nilai yang didapat dari pengukuran harus dikoreksi terhadap
waterleg (water leg correction), yaitu dampak perubahan data yang didapat akibat
adanya perbedaan level ketinggian antara tapping point (titik pengukuran pada pipa)
dengan instrument nya. Jadi bahwa karena adanya perbedaan level ketinggian
tersebut, data yang terbaca pada pressure transmitter telah dipengaruhi oleh gaya
gravitasi dari fluida di dalam pipa yang diukur, jika pressure transmitter berada di
bawah level ketinggian tapping point maka nilai water leg akan minus (-), begitu pula
sebaliknya.

172

PUSAT SERTIFIKASI
Koreksi pressure akibat adanya waterleg tersebut, dapat diketahui dengan
menggunakan formula :

= ℎ
dimana :
: density fluida
: gaya gravitasi (9,81 kg.m/s2)
ℎ : perbedaan ketinggian antara tapping point dengan pressure

transmitter.
Sedangkan khusus untuk pengukuran differential pressure (Δp) pada ASME Flow
nozzle, menurut ASME PTC 6 nilai water leg correction dapat diketahui dengan cara
mengukur perbedaan level antara tapping point inlet dan outlet dari nozzle tersebut.
Formula yang digunakan adalah :

Untuk aliran ke atas :


∆ = ∆ + ( − ) ( ) ℎ
Sedangkan untuk aliran ke bawah :


∆ = ∆ − ( − ) ( ) ℎ

Gambar - 110 : Pengukuran Water Leg pada Nozzle

(Sumber : ASME PTC 6)

173

PUSAT SERTIFIKASI
4. Pemeriksaan data di DCS dan data logger

Pemeriksaan ini dilakukan dengan cara membandingkan nilai yang ditunjukkan oleh
instrument local, DCS dengan data logger, dengan maksud bahwa data yang
diperoleh atau di record pada saat performance test, merupakan data yang benar.
Jika ditemukan adanya perbedaan dalam nilai yang didapat, akan direkomendasikan
untuk dilakukan pemeriksaan terlebih dahulu terhadap nilai yang diperoleh,
pemeriksaan tersebut tidak terbatas pada data saja, namun juga terhadap instrument
local jika diperlukan.

Gambar - 111 : Pemeriksaan Nilai atau Parameter pada DCS dan Data Logger
5. Koordinasi dengan PLN Unit Operasi dan Unit Jaringan

Pada saat pelaksanaan performance test, pada umumnya unit masih dioperasikan
oleh operator dari Kontraktor, sehingga sangat diperlukan koordinasi dengan unit
operasi, agar mereka dapat mengetahui nilai operasi pada saat performance test
yang dapat dijadikan sebagai referensi pada saat unit telah diserah terimakan ke
PLN, disamping itu juga dapat membantu proses supervisi pada saat pelaksanaan.
Koordinasi dengan PLN Unit Pengelola Jaringan, melalui PLN Proyek, dimaksudkan
agar mereka dapat mendukung dengan mengatur jaringan agar didapatkan
kestabilan pada saat pengujian.

174