OJT / KP Chevron Geothermal Salak

CHEVRON GEOTHERMAL

( Turbine

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN

LAPORAN KERJA PRAKTIK

“ On Job Training’’

CHEVRON GEOTHERMAL SALAK EFFICIENCY

( Turbine – Generator – Cooling Tower )

OLEH :

SUTIKNO ALAMSYAH

NIM : 111201215



INDRAMAYU

2014

SALAK EFFICIENCY



i

LAPORAN KERJA PRAKTIK

“ On Job Training’’

CHEVRON GEOTHERMAL SALAK EFFICIENCY

( Turbine – Generator – Cooling Tower )

OLEH :

SUTIKNO ALAMSYAH

NIM : 111201215



INDRAMAYU

2014

ii

SALAK Efficiency 2014

DAFTAR RIWAYAT HIDUP

Nama Lengkap : Sutikno Alamsyah

Nama Panggilan : Tikno

Tempat, Tanggal Lahir : Bogor, 11 September 1993

NIK : 3201171109930001

Alamat : Jalan Kh. Abdul Hamid Pasar Senen. RT/RW

001/001. Kelurahan Ciasihan.Kecamatan

Pamijahan. Kabupaten Bogor (14340). Jawa Barat

Agama : Islam

Umur : 21 Tahun

Golongan Darah : O

Jenis Kelamin : Laki-laki

Pekerjaan : Mahasiswa

Status : Belum Menikah

Telpon (Hp) : +62856 9248 2550

e-mail : [email protected]

iii


Latar Belakang Pendidikan

Formal :

1. D III Teknik Perminyakan Akamigas Balongan : 20012 – Sekarang

2. SMA Negeri 1 Leuwiliang : 2009 - 2012

3. SMP Negeri 1 Pamijahan : 2006 - 2009

4. SD Negeri Ciasmara 02 : 2000 - 2006

*Saya adalah mahasiswa tingkat atas Program Studi Teknik Perminyakan

Akademi Minyak dan Gas Balongan Indramayu, Jawa Barat. Sekarang saya

menempuh semester V dengan IPK sekarang yaitu 3,62.

Non Formal :

1. Bimbel Umum "Garuda Madya College" : 2002

2. Kursus Bahasa Inggris "Garuda Madya College" : 2002

3. Kursus Komputer "Garuda Madya College" : 2007

Keorganisasian :

1. Mentri Departemen Olahraga dan Kesenian (Badan Eksekutif Mahasiswa)

Periode BEM 2014

2. Ketua Geothermal Study Club of Balongan selaku Unit Kegiatan

Mahsiswa (UKM) 2014

3. Asisten Praktikum Fisika Dasar Periode 2014

4. Lead Guitar dalam Unit Kegiatan Mahasiswa seksi Kesenian 2014

5. Asisten Dosen Mata Kuliah Fisika Dasar Periode 2015

iv


Pengalaman Lomba :

1. Juara I dalam Tim Smart Competition Akamigas Balongan yang diadakan

oleh IATMI SM-Balongan 2014

2. Juara III selaku Band Eksternal di SMAN I Sindang Indramayu 2014

3. Juara II Festival Science SMA N 1 leuwiliang dengan mata lomba Fisika

Kreatif (Fiktif) 2010

4. Peserta SMANELL Chemistry of Olimpiade (SchO) 2010

5. Peserta Olimpiade Fisika SMA Kabupaten Bogor 2010

6. Juara Kelas Terbaik dalam tingkat Sekolah Dasar 2006

7. Peserta Cerdas Cermat tingkat Sekolah Dasar 2005

8. Juara I lomba tingkat 2 Kuartir Ranting gerakan Pramuka Pamijahan 2005

9. Juara I lomba Pidato Peringatan Isra Mi’raj tingkat Sekolah Dasar 2003

Pengalaman Keorganisasian :

1. Ketua Pelaksana Akamigas Futsal Tournament 4th se-wilayah III (Cirebon,

Kuningan dan Majalengka) 2014

2. Penanggung jawab kegiatan praktikum dalam pengolahan data selaku

Asisten Praktikum Fisika Dasar I & II 2014

3. Ketua Pelaksana dalam Kegiatan Malam Keakraban (MAKRAB)

Akamigas Balongan Indramayu 2013

4. Humas dalam kegiatan Character and Personality Building Akamigas

Balongan indramayu 2013

5. Sie Dokumntasi JogBarDir Akamigas Balongan Indramayu 2013

6. Sie Publikasi dalam Kegiatan Isra Mi’raj di Akamigas Balongan Indramayu

2013

v


Pengalaman Praktikum :

1. Praktikum Fisika Dasar I, dimulai tanggal 1 Desember sampai dengan

tanggal 13 Desember 2012 dan telah lulus dengan niali B

2. Praktikum Kimia Dasar I, dimulai tanggal 2 Desember sampai dengan

tanggal 10 Desember 2012 dan telah lulus dengan niali B

3. Praktikum Geologi Dasar , dimulai tanggal 15 Januari sampai dengan

tanggal 18 Januari 2013 dan telah lulus dengan niali B

4. Praktikum Fisika Dasar II, dimulai tanggal 3 Maret sampai dengan tanggal

11 Maret 2013 dan telah lulus dengan niali B

5. Praktikum Kimia Dasar II, dimulai tanggal 6 Maret sampai dengan tanggal

15 Maret 2013 dan telah lulus dengan niali B

6. Praktikum Analisa Lumpur Pemboran, dimulai tanggal 20 April sampai

dengan tanggal 27 April 2013 dan telah lulus dengan niali B

7. Praktikum Analisa Fluida Reservoir, dimulai tanggal 23 April sampai

dengan tanggal 30 April 2013 dan telah lulus dengan niali B

8. Praktikum Penilaian Formasi, dimulai tanggal 1 Mei sampai dengan

tanggal 20 Mei 2013 dan telah lulus dengan niali B

Kunjungan dan Study Tour

1. Laporan kunjungan Taman Mini Indosesia Indah : Museum Minyak dan

Gas, listrik dan museum IPTEK jakarta pada tanggal 2 juli 2013

2. Pengenalan dan pengetahuan proses terbentuknya Minyak dan gas di

Museum Geologi Bandung pada tanggal 3 juli 2013

3. Study Tour ke Pusdiklat Migas Cepu & Wonocolo pada tanggal 18 sampai

22 Agustus 2014

vi


Pendidikan dan Pelatihan

1. Pelatihan : "Character and Personality Building"

Tanggal : 19 September 20012

Tempat : Akamigas Balongan Indramayu

2. Pelatihan : "Latihan Dasar Kepemimpinan Mahasiswa”

Tanggal : 02 Nopember 2012


3. Pelatihan : “The Role of Women in Supporting National Energy

Sustainability”

Tanggal : 22 Desember 2012

Tempat : UPN “Veteran” Yogyakarta

4. Pelatihan : Stadium General "Directonal Drilling"



5. Pelatihan : "State And Condition Of Hydrocarbons Exploration In

Eastern Indonesia"


Tempat : Universitas Padjajaran, Jatinangor-Bandung

6. Pelatihan : “Welltesting Operator”

Tanggal : 17 Oktober 2013


vii


7. Pelatihan : “Rising Deepwater Offshore Oild and Gas Field

Develoment”


Tempat : UPN “Veteran” Jogjakarta Plaza Hotel

Kompetensi

1. Teknik Perminyakan dan Geothermal Energy

2. Kemampuan Manajerial dan Organisasi : Mengelola dengan

kepemimpinan yang kuat, belajar dari pengalaman dengan analisis

interpersonal

3. Kemahiran Komputer : Windows (7 & 8), Desain grafis (Adobe Photoshop,

CorelDRAW, PhotoScape, Picasa & Paint), Microsoft Office (Word, Excel,

PowerPoint & Outlook), Edditing Video (Movie Maker), Prezi, Adobe

Reader dan Microsoft Visual

Demikian data riwayat hidup yang telah saya buat merupakan data yang

sebenar-benarnya dan tidak ada rekayasa. Apapun beberapa kekurangan data

dapat dibuktikan secara visual ataupun dengan autentik. Terimakasih

Hormat Saya,

SUTIKNO ALAMSYAH

111201215

viii


LEMBAR PENGESAHAN

Nama : Sutikno Alamsyah

NIM : 111201215

Program Studi : Teknik Perminyakan

Judul Kerja Praktik : Chevron Gheothermal Salak Efficiency

(Turbine-Generator-Cooling Tower)

Laporan Ini Telah Disetujui dan Disahkan oleh

Dosen Pembimbing Akamigas Balongan

Serta Mentor di Chevron Geothermal Salak

Bogor, Oktober 2014

PEMBIMBING MENTOR

DWI ARIFIYANTO,ST WIDI NUGROHO

ix


KATA PENGANTAR

Syukur alhamdulillah penulis panjatkan kepada Allah SWT yang telah

melimpahkan segala rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis dapat

menyelesaikan Laporan Kerja Praktik (KP) ini dengan baik

Perwujudan Laporan OJT ini adalah berkat bantuan dari berbagai pihak

sehingga laporan ini dapat diselesaikan. Oleh karena itu, pada kesempatan kali

ini perkenankanlah penulis untuk mengucapkan terima kasih kepada :

1. Orang Tua dan Keluargaku yang selalu saya cintai dan yang tak pernah

lelah membimbingku, memanjatkan doa serta memberikan motivasi besar.

2. Ibu Hj.Hanifah Handayani, M.T, selaku Ketua Yayasan Bina Islami dan

Akamigas Balongan, Indramayu

3. Bapak Drs.H.Nahdudin Islamy, M.Si, selaku Direktur Akamigas Balongan,

Indramayu

4. Bapak Dwi Arifiyanto, S.T, selaku dosen pembimbing Kerja Praktik

5. Bapak Widi Nugroho, selaku Mentor OJT di Chevron Geothermal Salak dan

sekaligus selaku TL Operation CGS

6. Bapak Ali Sahid selaku Shared Service Coordinator CGS

7. Ibu Utamy Sukmayu Saputri selaku HR Training Service CGS

8. Bapak Yayat Priatna dan Bapak Oji Setiawan Selaku GL Operation CGS

9. Bapak Adrian selaku Mechanical Engineer di Departement Facilities

Engineering CGS

x


10. Bapak Arif Syamsi, Andi Munjamil, Arif Syamsulian, Iswanto, Devi, Heri,

Imam dan Seluruh anggota di Departement Operation CGS

11. Seluruh anggota di Departement Reservoir CGS

12. Seluruh anggota di Departement Lab dan Geochemis CGS

13. Rekan-rekan Akamigas Balongan, Indramayu.

Penulis menyadari bahwa dalam penulisan ini masih banyak terdapat

kekurangan baik dilihat dari segi menyajikan data maupun penulisannya. Kritik

dan saran yang membangun sangat penulis harapkan demi penulisan

selanjutnya yang lebih baik

Bogor, Oktober 2014

Penyusun

xi


DAFTAR ISI

Halaman

COVER ............................................................................................................................. i

DAFTAR RIWAYAT HIDUP ......................................................................................... ii

LEMBAR PENGESAHAN .......................................................................................... viii

KATA PENGANTAR ...................................................................................................... ix

DAFTAR ISI...................................................................................................................... xi

BAB I PENDAHULUAN .......................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang ....................................................................................... 1

1.2 Tujuan .................................................................................................... 2

1.2.1 Umum .......................................................................................... 2

1.2.2 Khusus ........................................................................................ 3

1.3 Manfaat ................................................................................................. 3

1.3.1 Untuk Mahasiswa ........................................................................ 3

1.3.2 Untuk Akamigas Balongan ........................................................... 3

1.3.3 Untuk Chevron Geothermal Salak ............................................... 4

1.4 Ruang Lingkup ....................................................................................... 4

1.5 Waktu dan Tempat Pelaksanaan ............................................................ 5

BAB II TEORI DASAR ............................................................................................. 6

A. Power Plant .............................................................................................. 7

B. Basic Theory ............................................................................................ 8

1. Heat and Mass Balance ...................................................................... 8

2. Steam Supply Pipeline System Design ............................................... 9

3. Thermodinamic Cycle ....................................................................... 11

BAB III PENGOLAHAN DATA .......................................................................... 28

A. Calculation Turbine-Generator (case 1) ................................................ 28

B. Calculation Turbine-Generator (case 2) ................................................ 32

C. Calculation Cooling Tower ..................................................................... 35

D. Power Output Calculation ...................................................................... 36

BAB IV PEMBAHASAN ........................................................................................ 39

xii


BAB V METODE PENELITIAN .......................................................................... 43

5.1 Meode Pengambilan Data ..................................................................... 43

5.2 Tempat dan Waktu Pelaksanaan ......................................................... 43

5.3 Kegiatan Kerja Praktik ........................................................................... 44

BAB VI KESIMPULAN .......................................................................................... 48

BAB IV PENUTUP .................................................................................................. 51

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

1


BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Chevron adalah produsen energi panas bumi terbesar di

dunia dan memiliki operasi yang besar di Indonesia. Lebih dari

30 tahun Chevron telah menjadi pemimpin dalam

pengembangan energi panas bumi dan operasi di Darajat dan

Salak mewakili sekitar 50 persen produksi energi panas bumi

di Indonesia. Proyek Darajat menyediakan Geothermal Energy,

yang mampu menghasilkan listrik berkapasitas 259 megawatt.

Sedangkan Salak merupakan salah satu yang terbesar di dunia,

dengan total kapasitas operasi mencapai 377 megawatt (MW).

Hasil gabungan dari operasi Geothermal Darajat dan Salak kini

mampu menghasilkan energi terbarukan yang cukup untuk

kebutuhan sekitar 4.000.000 rumah di Indonesia.

Sebagai proyek terbesar di dunia, Salak yang berlokasi di

Taman Nasional Gunung Salak perbatasan Halimun daerah

Kabupaten (Sukabumi-Bogor) Jawa Barat, dan terletak sekitar

1400 meter di atas permukaan laut juga merupakan tempat

yang dijaga kelestarian alamnya berdasarkan komitmen dan

berkelanjutan dengan membentuk kemitraan penelitian di

berbagai institusi akademik untuk mengejar teknologi Renewable

Energy dan ramah lingkungan. Begitu juga pengembangan serta

pemeliharan Chevron Geothermal Salak (CGS) yang merupakan

objek penting dalam pasokan listrik domestik (Jawa-Bali) tidak

lepas dari perencanaan dan perhitungan agar kegiatan berjalan

dengan aman dan berkelanjutan. Untuk mengoptmalkan kinerja

geothermal system ada beberapa parameter yang di gunakan

seperti efisiensi (Energy, Thermal, Mechanical, Electrical &

Convertion).

2

SALAKEfficiency 2014

1.2 Tujuan

Dapat mengetahui penerapan perhitungan aspek efisiensi

lapangan geothermal khususnya di Chevron Geothermal Salak

Ltd area Sukabumi-Bogor yang meliputi fungsi, mekanisme kerja

serta Standart Operating Procedure yang digunakan.

1.2.1 Umum

1) Untuk menyelesaikan tugas Kerja Praktik sebagai

syarat kelulusan mata kuliah

2) Menjadi Mahasiswa sekaligus putra daerah yang dapat

berkontribusi dan kompetensi dengan potensi yang

ada

1.2.2 Khusus

1) Mengenal Geothermal Energy

2) Mengenal Chevron Geothermal Salak

3) Mengenal serta memahami penerapan System pada

Chevron Geothermal Salak

4) Mengetahui ruang lingkup dalam pengembangan

Geothermal Energy di Chevron Geothermal Salak

5) Mengetahui metode perhitungan efisiensi Power Plant

Chevron Geothermal Salak

6) Memahami perhitungan-perhitungan pada Design

Efficiency dengan berdasar pada teori dan

pengaplikasian

7) Memahami beberapa masalah Design Efficiency yang

terjadi di lapangan serta dapat menganalisis dengan

pendekatan teori yang diterapkan

3


8) Mengetahui metode-metode secara langsung yang

diterapkan pada sumur Geothermal tepatnya pada

perhitungan efisiensi di Chevron Geothermal Salak

9) Dapat mengkorelasikan data berdasarkan pengalaman

dan pengaplikasian selama di lapangan serta

diharapkan dapat mengembangkan dalam ruang

lingkup Educational

1.3 Manfaat

1.3.1 Untuk Mahasiswa :

• Dapat menambah wawasan dan ilmu pengetahuan

yang bersifat implementasi

• Menjalin hubungan baik dengan pegawai Chevron

Geothermal Salak

• Menjadikan pengalaman belajar secara Praktik dengan

Teori Dasar, sebagai motivasi untuk mempersiapkan

diri ke dunia kerja

1.3.2 Untuk Akamigas Balongan :

• Terbinanya kerja sama antara Akamigas Balongan

dengan Perusahaan tempat Kerja Praktik untuk

meningkatkan kemampuan SDM yang dibutuhkan di

dunia kerja

• Meningkatkan kapasitas dan kuantitas serta kualitas

pendidikan dengan melibatkan tenaga terampil dari

pembimbing di lapangan

• Tersusunnya kurikulum yang sesuai dengan kebutuhan nyata di lapangan

4


1.3.3 Untuk Chevron Geothermal Salak :

• Dapat menjadi wadah tenaga mahasiswa untuk

membantu kegiatan operasional

• Dapat bekerja sama dari tenaga pembimbing

akademik untuk memberikan masukan yang relevan

dengan kegiatan manajemen operasional institusi

tempat praktik

• Dapat berkontribusi dan memajukan kesejahteraan

masyarakat sekitar wilayah perusahan

• Memberikan kesempatan kerja dan apresiasi kepada

masyarakat sekitar perusahan dalam memajukan

pendidikan

1.4 Ruang Lingkup

Penerapan perhitungan efisiensi dalam suatu sistem

tentunya sangat luas dan banyak metode dari setiap disiplin

ilmu yang bersangkutan. Pada kali ini pembahasan Salak

Efficiensy dengan metode umum yang menggunakan parameter

seperti : Power Output Calculation & Steam Table at Saturated.

Selain itu Main Condenser Performance Test juga menjadi hal

yang penting dalam penentuan efisiensi di Chevron Geothermal

Salak dan hal-hal yang paling mendasar sebagai bagaian dari

perhitungan Design yang di terapkan pada Geothermal yang

berjalan secara optimal dan kontinu. Adapun batasan dan ruang

lingkup yang akan disesuaikan di lapangan yaitu diantaranya:

Turbine – Generator - Cooling Tower Performance Test,

Electrical Test Data (TCP), PGF Ground, DCS Turbine Data,

Cooling Tower Ground, Cooling Tower Top, Cooling Tower Fan

Test, Pitot Tube Data Test, NCG Measurement, Condenser

Area, DCS Condenser-NCG Data, Head Correction, Head

Correction Reference.

5


Efisiensi konversi keseluruhan dipengaruhi oleh banyak

parameter termasuk desain pembangkit listrik (Single atau

Double Flash, Dry Steam, Binary Cycle, atau hibrida kondisi

sistem), ukuran, kandungan gas, beban parasit, ambient, dan

lain-lain. Efisiensi konversi adalah rasio tenaga listrik bersih

yang dihasilkan dengan panas bumi yang dihasilkan / diambil

dari reservoir.

Faktor lain yang mempengaruhi efisiensi konversi adalah

gas yang tidak terkondensasi (NCG), kehilangan panas dari

peralatan, turbin dan generator efisiensi dan pembangkit listrik

beban parastic (misalnya, fan, pompa dan ekstraksi gas sistem).

Kehadiran NCG tidak memiliki dampak negatif besar sampai

uap mencapai kondensor. Cairan panas bumi mengandung NCG

yang menurunkan efisiensi daya karena mengurangi pekerjaan

ekspansi tertentu dalam turbin dan memiliki efek buruk pada

kinerja turbin.

1.5 Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Kerja Praktik ini (On Job Training) dilaksanakan pada

tanggal 1 Oktober 2014 sampai dengan 31 Oktober 2014.

Bertempat di Chevron Geothermal Salak. Penempatan fokus dari

persiapan pengambilan materi pembelajaran selama (satu bulan)

lebih, di Salak Chevron Geothermal Power Station tepatnya di

Power Generation Facility (PGF) yang meliputi Resource Power

Facility (RPF). Pada praktiknya kegiatan ini adalah fleksible

yang dikarnakan perlu data-data tambahan yang sangat

berkaitan antara satu sistim dengan sistim lainnya. Serta

pentingnya informasi yang didapatkan dari beberapa Department

seperti : Monitoring Control Room, Reservoir (DRR/ Daily

Report Reservoir), Engineering dan Lab.

6


BAB II

TEORI DASAR

Perkiraan efisiensi konversi Pembangkit listrik panas bumi yang

didasarkan pada entalpi yang dihasilkan fluida dapat menjadi yang

paling dasar untuk digunakan sebagai parameter perkiraan potensi

sumur baru dan untuk studi estimasi sumber daya.

Pembangkit listrik panas bumi memiliki efisiensi yang lebih

rendah dibandingkan dengan pembangkit listrik termal lainnya, seperti

batubara, gas alam, minyak, dan pembangkit listrik tenaga nuklir.

Secara umum diasumsikan bahwa hanya 10% energi dari fluida panas

bumi yang dihasilkan dapat dikonversi menjadi listrik. Studi lain

menunjukkan bahwa konversi daya efisiensi dari rentang uap panas

bumi 10-17%. Namun, setiap pembangkit listrik panas bumi memiliki

karakter efisiensi konversi tersendiri. Sebagai contoh, China Hot Springs

Plant Biner memiliki efisiensi hanya 1% karena rata-rata entalpi cairan

yang rendah dengan suhu 73 ℃, sedangkan Darajat di Indonesia

mencapai efisiensi 20,7%.

Ketika fluida panas bumi diekstraksi dari sumur produksi, itu

melewati banyak proses dan / atau bagian yang berbeda dari peralatan

dalam perjalanan ke pembangkit listrik. Selama waktu ini fluida panas

bumi kehilangan energi yang tidak digunakan untuk menghasilkan

energi. Dalam sistem yang didominasi cairan, yang menghasilkan dua

fase fluida panas bumi kehilangan sejumlah besar panas ketika

memisahkan uap dari air, karena hanya dipisahkan uap digunakan

untuk pembangkit. Fluida panas bumi juga kehilangan panas dalam pipa,

dengan ukuran kerugian tergantung pada isolator pipa, panjang pipa,

dan suhu lingkungan. Namun, adalah mungkin untuk mempertimbangkan

kehilangan panas dalam pipa tetapi relatif diabaikan. Jumlah energi

panas bumi yang dapat dikonversi ke listrik dibatasi oleh hukum kedua

termodinamika itu juga merupakan fungsi dari dan perancangan pabrik

yang optimal dan efisiensi komponen yang berbeda.

7


Setelah uap mencapai pembangkit listrik melewati turbin yang

mendorong generator. Wahl (1977) menunjukkan efisiensi turbin

bervariasi antara 60 dan 80%. Dickson dan Fanelli (2003) kemudian

menunjukkan bahwa isentropik yang efisiensi untuk turbin panas bumi

akan biasanya berkisar antara 81 dan 85%. Efisiensi turbin turun

karena penyimpangan dari isentropik perilaku dan adanya kelembaban

di turbin selama proses ekspansi uap. Aturan Baumann menunjukkan

bahwa kehadiran 1% rata-rata kelembaban menyebabkan penurunan

sekitar Efisiensi turbin 1%.

Efisiensi generator relatif terhadap kapasitas daya. Berbagai

efisiensi generator dari produsen mempunyai nilai yang berbeda.

Efisiensi generator panas bumi adalah sedemikian rupa sehingga

diharapkan berkisar untuk rentang efisiensi pembangkit 95,7-98,7%

A. Power Plant

Proses pengembangan Power Plant diawali dengan operasi

komersial yang kompleks dan dinamis. Perubahan proses desain

Power Plant tergantung pada unique financial, engineering,

environmental dan persyaratan lainnya untuk Power Plant tertentu.

Salah satu pendekatan untuk proses desain Power Plant

adalah untuk merancang berdasarkan fungsi atau sistem, pembelian

oleh komponen, membangun oleh kontraktor khusus, dan start-up

oleh sistem. Setiap langkah-langkah diperlukan dalam beberapa

bentuk oleh semua desainer pembangkit listrik. Sangat penting

bahwa tujuan, sasaran, dan kendala untuk setiap proyek didefinisikan

dengan hati-hati dalam perencanaan dan tahap analisis.

Perencanaan dan analisis proyek mencakup unsur-unsur

strategis proyek yang harus diperhatikan di awal proyek

pembangunan. Studi uap pasokan, studi perencanaan sistem,

evaluasi situs, perencanaan transmisi analisis, kelayakan lingkungan

analisis, dan kelayakan ekonomi dan keuangan analisis merupakan

8


bagian integral dari perencanaan dan analisis proyek untuk fasilitas

pembangkit listrik baru panas bumi.

Tahap desain dasar meliputi berbagai macam kegiatan. Ini

terdiri dari sistematis mendefinisikan dan mengevaluasi kondisi dasar

dan kendala yang berlaku untuk sistem tertentu dari sebuah

pembangkit listrik. Basic design engineer dimulai sebagai bagian dari

perencanaan dan analisis proyek kegiatan. Kegiatan yang dilakukan

meliputi seleksi siklus termodinamika, menciptakan model dari Power

Plant Thermodinamyc System, menciptakan diagram Heat and Mass

Balance, menentukan kinerja siklus termodinamika pembangkit listrik

dan menentukan spesifikasi teknis untuk utama peralatan. Sebuah

fasa desain rinci meliputi penentuan persyaratan teknis untuk semua

komponen Power Plant. Ini melibatkan pertimbangan rinci peralatan,

kendala keandalan, dan persyaratan kinerja untuk peralatan individu,

kode dan standar, spesifikasi, konstruksi, dan start-up. Setelah

terperinci oleh Engineer untuk sistem dan peralatan, spesifikasi

pengadaan dan konstruksi dikembangkan untuk menggambarkan

persyaratan teknis dan komersial yang spesifik sesuai dengan tujuan

desain keseluruhan.

Akhirnya, kontrol yang efektif dari jadwal, biaya, desain, dan

konstruksi sangat penting untuk proyek pembangkit listrik yang

sukses. Kegiatan pengendalian proyek meliputi penjadwalan jalur

kritis dari kegiatan Engineering dan konstruksi pabrik, pengendalian

biaya dan penilaian risiko biaya, pengendalian desain, dan kontrol

konstruksi (Drbal et al., 1996).

B. Basic Theory

1. Heat and Mass Balance

Desain dasar untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi

diperlukan untuk mendukung proses pembangunan untuk kedua

sistem pengumpulan uap (Gathering System) dan pembangkit

9


listrik tenaga panas bumi (Power Plant). Salah satu dokumen

yang paling penting dalam tahap desain dasar adalah diagram

alir proses (Procces Flow Diagram) yang menggambarkan panas

dan kesetimbangan massa. Diagram semacam ini menggambarkan

proses yang terjadi dalam sistem pembangkit listrik tenaga panas

bumi. Dua jenis kesetimbangan direpresentasikan dalam diagram

panas dan massa: kesetimbangan massa dan kesetimbangan

energi. Beberapa kondisi harus disimulasikan ketika model

pembangkit listrik tenaga panas bumi untuk memahami pengaruh

perubahan parameter proses seperti efisiensi (Energy, Thermal,

Mechanical, Electrical & Convertion). Setelah panas dan diagram

neraca massa adalah tetap, maka persyaratan untuk pasokan

uap dan aliran massa aliran lainnya dapat dikonfirmasi; maka

kegiatan desain berikutnya seperti peralatan utama dapat dimulai.

Sebuah panas dan kesetimbangan massa adalah salah

satu dokumen teknis utama dalam tahap desain teknik dasar

pembangunan pembangkit listrik tenaga panas bumi dan juga

digunakan selama fasa berikutnya, termasuk Engineering-

Procurement-Construction (EPC) penawaran kontraktor, desain

rinci, konstruksi lapangan dan proses commissioning. Selanjutnya,

panas dan keseimbangan massa diagram digunakan selama

operasi dan pemeliharaan pembangkit listrik panas bumi dalam

rangka mempertahankan kinerja serta efisiensi dan memungkinkan

perbaikan terus-menerus selama siklus komersial hidup panas

bumi sebagai pembangkit listrik.

2. Steam Supply Pipeline System Design

• Pressure Drop in a Steam Supply Pipeline System :

Mendekati nilai penurunan tekanan dalam sistem pipa

pasokan uap dari Separator untuk Power Plant dapat dihitung

dengan menggunakan 'Babcock' atau 'Guttermuth dan Fischer'

formula (Armstead, 1983):

10


∆∆∆∆p = 8.73x10-8 �� 1+ 0.0914

d �� LVw2

d5 .......................................................... (1)

where ∆p = Pressure drop (bar);

L = Pipe length (m);

V = Specific volume of steam (m3/kg);

d = Internal diameter of pipe (m); and

w = Mass flow (kg/s).

Formula ini berlaku untuk Dry Saturated Steam atau uap

dengan kehadiran sejumlah kecil cairan. Untuk campuran air / uap

sangat basah, yaitu transmisi aliran dua fasa, rumus memberikan hasil

yang terlalu tinggi.

Penurunan tekanan yang diizinkan antara asumsi tekanan Well

Head Pressure (WHP) yang ekonomis dan Inlet Pressure dirancang

untuk pembangkit listrik tidak boleh dilampaui. Dimana pemisah kepala

sumur terinstal, akan lebih bijaksana untuk memungkinkan penurunan

tekanan sekitar 10% dari Absolute Well Head Pressure untuk diserap

dalam Separator dan Pipa yang terkait (Armstead, 1983).

• Steam Transmission Velocity :

Kecepatan uap tidak boleh melebihi nilai yang ditentukan

oleh persamaan berikut (Armstead, 1983):

v = 93.03p 0.54 ........................................................................................... (2)

where v = Steam velocity (m/s); and

p = Steam pressure (bar).

Formula ini direkomendasikan oleh Russell James (Control

Orifices menggantikan Steam Traps pada darat pipa transmisi)

yang didefinisikan sebagai kecepatan 'moderat'. Terlepas dari

11


risiko Water-Hammer, Re-entrainment dari air yang disebabkan

oleh kecepatan uap yang berlebihan sangat tepat untuk

membawa air melewati hilir dan seterusnya melepaskan

Condensate Removal. Mengurangi efisiensi removal kondensat

akan berarti bahwa tingkat pemurnian akan jauh lebih sedikit dari

yang dibutuhkan. Selama kecepatan terbatas pada nilai yang

ditentukan dengan rumus, efisiensi removal kondensat minimal

70% untuk setiap Collection Pot (saluran / Steam Trap) harus

dipastikan (Armstead, 1983).

3. Thermodynamic Cycle

• Single Flashing Process :

Mengacu pada (gambar 1), urutan pengolahan dimulai

dengan Geofluid di bawah tekanan pada kondisi 1, dekat dengan

kurva saturasi. Proses Flashing dimodelkan pada entalpi konstan,

yaitu proses Isenthalpic, karena terjadi terus, secara spontan,

pada dasarnya Adiabattic, dan tanpa keterlibatan kerja. Dapat

juga mengabaikan setiap perubahan energi kinetik atau potensial

fluida karena mengalami Flashing. Dengan demikian, kita dapat

menulis h1 = h2, di mana h menunjukkan Specific Enthalpy dan

Subscript mengacu pada kondisi-kondsi yang ditunjukkan pada

gambar 1.

Gambar 1 : Temperature-Entropy state diagram for

a single-fl ash plant (DiPippo, 2005)

12


• Separation Process :

Proses pemisahan dimodelkan pada tekanan konstan, yaitu

proses isobarik, setelah Flash telah terjadi. Fraksi kualitas (uap)

atau Dryness (x), campuran yang terbentuk setelah Flash. Kondisi

2, dapat ditemukan dari :

x2 = h2�h3

h4� h3 ........................................................................................ (3)

Dengan menggunakan aturan dari termodinamika. Hal ini

dapat memberikan fraksi massa uap campuran dengan jumlah

uap yang masuk ke turbin per unit total Mass Flow ke

Separator.

• Optimum Separator Temperature: An Approximation Formula

Mengenai diagram proses ditunjukkan pada Gambar 1,

nilai optimum untuk suhu Separator diberikan sekitar (DiPippo,

2005) sebagai :

T3,opt = T1�h6

2 ............................................................................. (4)

Karena aturan ini menunjukkan bahwa kisaran suhu antara

Reservoir dan Condensor dibagi menjadi dua segmen yang

sama, aturan ini kadang-kadang disebut aturan "Equal-Teperature-

Split". Metode perkiraan ini berlaku untuk semua Flash Plant

terlepas dari jumlah Flasher. Untuk Double-Flash Plant,

aturannya yaitu : perbedaan suhu antara Reservoir dan First

Flash adalah sama dengan perbedaan suhu antara First Flash

dan Second Flash, dan juga sama dengan perbedaan suhu

antara Second Flash dan Condensor.

13


• Turbine Expansion Process :

Daya (Kerja) yang dihasilkan oleh turbin per unit massa

uap yang mengalir melaluinya, diperoleh dengan :

wt = h4 − h5 ...................................................................................... (5)

Dengan asumsi tidak ada kehilangan panas (Heat Loss)

dari turbin dan mengabaikan perubahan energi kinetik dan

potensial dari fluida yang masuk dan meninggalkan turbin.

Daya maksimum yang mungkin akan dihasilkan jika turbin

beroperasi secara Adiabatically dan Reversibely, yaitu pada

entropi konstan atau Isentropically. Proses ditunjukkan dalam

Gambar 1 dari 4-5s adalah proses yang ideal. Dapat

didefinisikan efisiensi turbin isentropik, (ηt), sebagai rasio dari

daya yang sebenarnya dengan daya isentropik, yaitu :

�t = h2�h3

h4� h3 ....................................................................................... (6)

Daya yang dikembangkan oleh turbin dapat dihitung dengan :

Wt = m5 wt = m5 mtotal wt ..................................................................... (7)

Ini merupakan Gross Mechanical Power yang

dikembangkan oleh turbin. Gross Electrical Power akan sama

dengan daya turbin waktu Generator Efficincy.

We = Wt �g ........................................................................................ (8)

Semua persyaratan daya tambahan untuk Plant harus

dikurangi dari Net yang didapatkan, Sellable Power. Itu disebut

dengan Parasitic Loads Include, tetapi tidak terbatas pada

semua pompa listrik dan kipas (Fan) listrik menara pendingin

(Cooling Tower).

14


• Condenser :

Tujuan utama dari kondensor adalah untuk

mengkondensasikan tempat pembuangan (Exhaust) uap dari

turbin. Ada dua jenis kondensor yang paling umum yaitu :

Direct-Contact dan Surface Condenser. Yang sering digunakan

yaitu kondensor langsung kontak (Direct-Contact) untuk aplikasi

pembangkit listrik panas bumi, terutama jika ada sumber air

pendingin terbatas, seperti untuk pembangkit listrik panas bumi

yang dibangun di dataran tinggi. Sebuah kondensor Direct-Contact

modern bentuknya seperti jenis semprot (Spray); desain awal

adalah dari barometric atau sejenis Jet (El-Wakil, 1984).

‘

Gambar 2 : Direct contact Condnser

(DiPippo, 2005)

Sebuah kondensor Direct-Contact (Gambar 4), seperti

namanya, mengembunkan uap dengan mencampurnya langsung

dengan air pendingin. Hal ini dilakukan dengan menyemprotkan

air ke dalam uap dalam kondensor. Jadi buang turbin uap

bercampur dengan air pendingin untuk menghasilkan kondensat

hampir jenuh. Sebuah Mass Balance pada sistem, di mana (m)

menunjukkan Mass Flow Rate, dengan demikian :

15


m6 = m5 + mcw ................................................................................ (9)

Berdasarkan Kekekalan Energi, maka di dapat :

m6 h6 = m5 h5 + mcw hcw .............................................................. (10)

Dari persamaan di atas, Mass Flow Rate dari Cooling

Tower dapat dihitung sebagai berikut :

mcw = m5 � h5�h6

h6� hcw � ....................................................................... (11)

• Cooling Tower :

Menara pendingin harus dirancang untuk mengakomodasi

beban panas dari kondensasi uap. Dengan mengacu pada

(Gambar 2), Steam Condenstate yang telah dipompakan dari Hot

Well disemprotkan ke menara (Gambar 3) dimana itu akan jatuh

melalui aliran udara ditarik ke menara oleh kipas Motor-Driven di

bagian atas menara.

Gambar 3 : Mechanically induced draft wet

cooling tower (DiPippo, 2005)

16


Udara Ambient masuk dengan sejumlah uap air, dihitung

dengan kelembaban relatif, dan memiliki banyak uap air sebagai

kondensat yang sebagian menguap. Proses penguapan

membutuhkan panas yang berasal dari air itu sendiri, sehingga

menurunkan suhu.

Proses internal yang melibatkan pertukaran baik panas

dan massa antara udara dan air. Kesetimbangan energi dan

kesetimbangan massa untuk sistem Cooling Tower harus

diterapkan untuk menentukan berapa banyak aliran massa udara

luar yang diperlukan. Nilai ini akan digunakan kemudian untuk

menentukan pengaruh daya motor Draft Fan menara pendingin.

Kesetimbangan energi untuk menara pendingin harus

memperhitungkan kadar air (Water Content) dari udara yang

masuk dan meninggalkan aliran :

(maha + mwaha) + m7h7 = (mdhd + mwdhd) + m8h8 + mbhb .......... (12)

Ada dua persamaan lainnya yang diperlukan untuk

menganalisis proses: konservasi massa air dan konservasi massa

udara. Ingat bahwa baik masuk dan meninggalkan aliran udara

mengandung air dalam fasa uap (dalam persentase yang

berbeda). Persamaan konservasi air adalah :

mwa + m7 = mwd + m8 + mb ....................................................... (13)

Udara kering melewati menara pendingin tidak berubah.

Konservasi udara kering

persamaannya adalah :

mad = maa = ma .............................................................................. (14) where wa = Specific humidity of cold air entering cooling tower;

wd = Specific humidity of hot air leaving cooling tower;

17


ha = Enthalpy of cold dry air entering cooling tower (kJ/kg);

hd = Enthalpy of dry air leaving cooling tower (kJ/kg);

h7 = Enthalpy steam condensate (hot water) entering cooling tower

(kJ/kg);

h8 = Enthalpy of cold water (cooling water return) leaving cooling

tower (kJ/kg);

hb = Enthalpy of blowdown portion leaving cooling tower (kJ/kg);

m7 = Mass flow of hot water (steam condensate) entering cooling tower

(kg/s);

ma = Mass flow of cold air entering cooling tower (kg/s);

mb = Mass flow of blowdown portion leaving cooling tower (kg/s);

• Cooling Tower Height :

Waktu kontak antara air dan udara diatur terutama oleh

waktu yang dibutuhkan untuk air keluar dari Nozzles dan jatuh

melalui menara ke Basin. Karena itu waktu kontak menjadi fungsi

dari ketinggian menara. Tidak ada jumlah tambahan rasio udara

ke air ketika akan terjadi pendinginan yang diinginkan. Oleh

karena itu, diperlukan untuk menjaga ketinggian minimum tertentu

dari menara pendingin. Ketika pendekatan macam 8-11 ° C

dengan suhu Wet-Bulb dan 13,9-19,4 ° C rentang pendinginan

yang diperlukan, sebuah menara pendingin yang relatif rendah

akan cukup.

Sebuah menara yang Travel airnya 4,6-6,1 meter dari

sistem distribusi ke daerah ini seringkali cukup. Ketika

pendekatan moderat dan berbagai pendinginan 13,9-19,4 °C yang

diperlukan, sebuah menara di mana Travel airnya 7,6-9,1 meter

memadai. Dimana pendekatan dekat 4,4 °C dengan 13,9-19,4 °C

pendinginan. Diperlukan kisaran sebuah menara di mana air

perjalanan 10,7-12,2 meter yang diperlukan. Hal ini biasanya

tidak ekonomis untuk merancang sebuah menara pendingin

dengan pendekatan kurang dari 2,8 °C (Perry dan Green, 2008).

18


• Cooling Tower Makeup Water Requirement :

Persyaratan Makeup untuk menara pendingin terdiri dari

penjumlahan Evaporation, Drift Loss, dan Blowdown. Oleh karena

itu :

mmu = me + md + mb ..................................................................... (15)

where mmu = Mass flow of makeup water;

me = Evaporation loss;

md = Drift loss; and

mb = Blowdown

Karena massa udara kering melalui menara pendingin

diperoleh dengan menggunakan Persamaan sebelumnya, hilangnya

penguapan dapat juga dihitung. Menurut (El-Wakil,1984) maka:

me = ma ( wd – wa ) ..................................................................... (16)

According to Perry and Green (2008), drift loss can be estimated by: md = 0.0002 × amount of water supplied to the tower

Blowdown membuang sebagian air beredar terkonsentrasi

karena proses penguapan dalam rangka untuk menurunkan

konsentrasi sistem padat. Jumlah Blowdown dapat dihitung sesuai

dengan jumlah siklus konsentrasi yang diperlukan untuk

membatasi pembentukan kerak. "Cycles of Concentration" adalah

rasio padatan terlarut dalam air sirkulasi ke padatan terlarut

dalam air Makeup. Ketika klorida tetap larut pada konsentrasi,

siklus konsentrasi yang terbaik dinyatakan sebagai rasio

kandungan klorida dari air yang beredar dan Makeup. Dengan

demikian, jumlah Blowdown yang diperlukan ditentukan dari :

mt = me�(cycles –�)md

cycles�� ...................................................................... (17)

19


Cycles of concentration involved with cooling tower operation normally range from

three to five cycles (Perry and Green, 2008).

Siklus konsentrasi terlibat dengan pendingin operasi menara

biasanya berkisar dari tiga sampai lima siklus (Perry dan Green,

2008).

• Non-condensable gas removal system - Selection criteria :

Non-Condensable Gases (NCG) atau Gas-gas yang tidak

terkondensasi yang hadir dalam uap panas bumi, dan yang

menumpuk di kondensor, harus dipompa keluar dari kondensor

secara terpisah menggunakan Gas Removal Equipment untuk

mempertahankan vakum kondensor dan efektivitas proses

pertukaran panas. Proses ekspansi dalam turbin uap terdegradasi

jika ada peningkatan tekanan kondensor akibat akumulasi gas

yang tidak terkondensasi. Gas-gas yang tidak terkondensasi

(NCG) umumnya dibuang dengan mencampurkannya dengan

aliran udara yang keluar di menara pendingin. Peralatan yang

sesuai digunakan untuk menghilangkan gas tergantung pada

proporsi gas yang tidak terkondensasi dalam uap.

Gambar 4 : Section view of typical steam jet

ejector (Bannwarth, 2005)

20


Pada proporsi gas yang rendah (kurang dari 1,5% berat),

Steam Jet Ejector (Gambar 4) umumnya pilihan yang paling

ekonomis. Jenis tersebut cukup handal tetapi relatif tidak efisien

Pada proporsi gas yang lebih tinggi, konsumsi uap tinggi

dari ejector uap relatif tidak efisien mengarah pada pemilihan

biaya modal yang lebih tinggi, dan alternatif konsumsi tambahan

yang lebih rendah. Umumnya, untuk isi gas yang tidak

terkondensasi antara sekitar 1-3% berat, pilihan yang paling

ekonomis akan menjadi Hybrid System yang melibatkan First-

Stage Steam Jet Ejector dan Second-Stage Compression dengan

Liquid Ring Vacuum Pump. Liquid Ring Vacuum Pump pada

dasarnya adalah sebuah perangkat aliran dengan volume-konstan,

sehingga unit secara fisik besar dan mahal akan diperlukan jika

ini juga akan digunakan untuk kompresi tahap pertama.

Pada isi gas yang tidak terkondensasi di atas sekitar

3,5% berat, umumnya lebih ekonomis untuk menggunakan Multi-

Stage Compresor Centrifugal. Ini biasanya digabungkan langsung

ke turbin melalui Gearbox untuk mendapatkan Typical Shaft

Speed 10.700 rpm untuk tahap tekanan tinggi (HP) dan 5.300

rpm untuk tahap tekanan rendah (LP).

Untuk NCG Contents melebihi massa sekitar 12% dari

uap, umumnya paling ekonomis untuk menggunakan Back

Pressure Turbine daripada Condensing Steam Turbine karena

besar jumlah daya yang diperlukan untuk mengekstrak gas dari

kondensor (Dickson dan Fanelli, 2003).

• Steam Jet Ejector :

Untuk membersihkan sistem gas yang tidak terkondensasi,

maka perlu untuk mengetahui konsumsi Steam sebagai cairan

motif untuk mengisap gas yang tidak terkondensasi dari

kondensor menggunakan Venturi Principle. Langkah-langkah berikut

21


digunakan untuk memperkirakan jumlah uap yang diperlukan

untuk mengendalikan Firts-Stage Steam Jet Ejector (Branan, 1999) :

1. Tentukan rasio kompresi untuk kompresi tahap pertama

2. Tentukan kekuatan yang setara dengan menekan NCG dari

Steam Jet Ejector Suction Inlet untuk melepaskan Outlet

untuk kompresi tahap pertama. Untuk mencapai hal ini, perlu

terlebih dahulu menghitung Adiabatic Head menurut

persamaan berikut :

�AD = ZRT (K� �) ��P2

P1� (k��)/ k − �� ................................. (18)

where HAD = Adiabatic head (kN·m/kg);

Z = Average compressibility factor;

R = 8.314 kJ·kg-1·K-1/(molecular weight);

T = Suction temperature (K);

P1 = Suction pressure (bar);

P2 = Discharge pressure (bar); and

K = Adiabatic exponent, Cp/Cv;

Besarnya energi yang dibutuhkan untuk menekan Non-

Condensable Gases dapat dihitung dengan persamaan :

�AD = mNCG HAD

EA ....................................................................(19)

where PAD = Power equivalent to compress non-condensable gases

(kW); and

mNCG = Non-condensable gas mass flow (kg/s).

3. Kuantitas dari Steam yang diperlukan untuk mengendalikan tahap

pertama Steam Jet Ejector adalah perhitungan teori bahwa dapat

mengantarkan Calculated Power Equivalent sebelumnya,

22


menggunakan kondisi-kondisi operasi uap, dari Operating Steam

Inlet ke Discharge Outlet.

mos = PAD

hosi� hdo ..........................................................................(20)

where mos = Mass flow of operating steam (kg/s);

hosi = Enthalpy of operating steam at inlet (kJ/kg); and

hdo = Enthalpy of steam jet ejector discharge outlet (kJ/kg).

Untuk dua tahap sistem ejector uap langkah-langkah

perhitungan di atas diulang untuk mendapatkan jumlah uap yang

diperlukan dalam mengendalikan Second Stage Steam Jet

Ejector.

• Intercondenser and Aftercondenser :

Sebuah Intercondenser adalah Vessel yang dipasang

setelah tahap pertama Steam Jet Ejector, sementara

Aftercondenser adalah Vessel yang dipasang setelah tahap

kedua Steam Jet Ejector.

Tujuan dari kedua sebuah Intercondenser dan

Aftercondenser adalah untuk mengembunkan gas buangan dari

hasil operasi uap dan hanya uap yang dibawa sedangkan gas

yang tidak terkondensasi tersedot oleh Venturi Effect dari Steam

Jet Ejector. Proses ini melibatkan pencampuran cairan yang

dikeluarkan dari Steam Jet Ejector dengan disemprot Cooling

Water. Bagian uap dikondensasikan dan kemudian mengalir ke

kondensor. Setelah itu, NCG dipisahkan dan mengalir ke Gas

Side Outlet.

23


• Liquid Ring Vacuum Pump :

Selama operasi normal, pompa ini akan digunakan untuk

kompresi tahap 2 sesuai dengan skenario sistem hybrid. Dalam

kasus kondisi darurat, yaitu Liquid Ring Vacuum Pump (LRVP)

menglami kerusakan (Breakdown), kompresi tahap 2 akan

digantikan oleh 2 tahap Steam Jet Ejector. Menurut

(Bannwarth,2005), kekuatan untuk menggerakkan LRVP diperoleh

dengan :

�LRVP = 0.028 piV �is �motorlnlnlnln po

pi .............................................................(21)

where PLRVP = Motor power for driving liquid ring vacuum pump (kW);

pi = Inlet suction pressure (bar);

V = Suction capacity at suction pressure (m3/h);

po = Outlet compression pressure (bar);

�is = Isothermal coupling efficiency; and

�motor = Motor efficiency

Bagian volume sel impeller tersedia untuk gas yang akan

tersedot dihitung sesuai dengan tekanan parsial proporsional dari

uap air dengan bantuan persamaan berikut (Bannwarth, 2005) :

� = pi� hs pi

.......................................................................................(22)

where φ = Portion of pumped gas;

pi = Inlet suction pressure; and

ps = Saturated vapour pressure of the operating liquid.

24


Terlepas dari perpindahan energi, Sealing Impeller, jarak

antara impeller, Port Plate dan Casing, cairan operasi juga

diperlukan untuk penyerapan dan penghapusan panas yang masih

harus dikerjakan dalam pompa. Selain kompresi panas, aliran

panas lebih lanjut dapat diperoleh di Liquid Ring Pump sebagai

hasil kondensasi uap, penyerapan gas, atau reaksi kimia antara

gas proses dan Ring Liquid, serta pendinginan gas yang tersedot

dengan suhu yang lebih tinggi. Jumlash total panas yang hilang

dapat dihitung dengan perhitungan Arithmetically menurut

persamaan berikut (Bannwarth, 2005) :

Qtot = Qcomp + Qcond + Qcool ......................................................... (23)

Qcomp = 0.9 PLRVP 3600 ............................................................... (24)

Qcond = mv hfg .................................................................................. (25)

Qcool = mG cp (Ti,G + To,liq) ........................................................... (26)

where Qtot = Heat flow to be removed from the pump (kJ/h);

Qcomp = Isothermal compression flow and heat loss flow (kJ/h);

Qcond = Condensation heat flow (kJ/h);

Qcool = Heat exchange gas/operating liquid (kJ/h);

PLRVP = Power consumed by the liquid ring vacuum pump (kW);

mv = Mass flow of the condensing vapour (kg/h);

mG = Mass flow of the sucked gas (kg/h);

cp = Specific heat of the sucked gas (kJ/kg·K);

Ti,G = Inlet temperature of the sucked gas (K); and

To,liq = Outlet temperature of the operating liquid (K).

25


Sebuah Liquid Ring Vacuum Pump dalam pembangkit

listrik panas bumi akan dimasukkan ke dalam operasi tanpa

resirkulasi cairan (Gambar 5), yang disebut Fresh Liquid Operation

Mode. Dengan modus operasi, hanya Fresh Liquid dari suplai

jaringan atau sistem pasokan yang ada (misalnya : Re-Cooling

Water) dipasok ke pompa vakum. Hal ini membawa pendinginan

sangat intens pompa dan proses gas, karena ini diperlukan untuk

generasi tekanan isap yang rendah. Sebuah pemisah cair untuk

pembuangan gas dan cair harus dipasang. Cairan segar

diumpankan ke pompa tidak akan digunakan kembali dalam

modus operasi yang biasanya diterapkan ketika air ekonomis

tersedia sebagai cairan operasi dan dapat digunakan untuk gas

dan uap untuk dipulangkan. Aliran cairan yang disediakan

menyerap panas total yang diperoleh dalam pompa.

Gambar 5 : Fresh liquid operation; Liquid ring vacum pump

without recirculation (Bannwarth, 2005)

Karena pasokan terus menerus ini cairan operasi segar,

ada transportasi panas permanen dari pompa yang menjaga suhu

konstan cair cincin. Sekitar 90% dari jumlah panas yang timbul

dikeluarkan melalui Liquid Ring. Karena kapasitas panas yang

lebih tinggi dari cairan operasi dibandingkan dengan gas yang

26


akan dipompa, sebagian besar energi lolos ke Liquid Ring

selama pertukaran panas antara dua hal ini, menyebabkan suhu

gas dikompresi menjadi hanya sedikit lebih tinggi daripada suhu

cairan operasi baru memasuki pompa. Akibatnya, kompresi khas

untuk desain LRVP ini hampir Isothermal. Selama kompresi gas

kering dengan air sebagai cairan cincin, tergantung pada tekanan

operasi, peningkatan suhu sekitar 3-10 °C dengan LRVP yang

diharapkan jika dibandingkan dengan suhu inlet cairan operasi (Bannwarth, 2005).

• Pumps :

Beberapa pompa yang digunakan dalam Power Plant

Geothermal seperti Cooling Water Pump, sebuah Auxiliary Cooling

Water Pump dan Closed Circuit Cooling Water Pump. Rumus

untuk menghitung kebutuhan daya untuk menggerakkan pompa air

secara laju aliran volume (Perry dan Green, 2008) adalah:

�pump = H Q ρρρρ �pump �motor 3.670 x 105 .......................................................(27)

atau, dalam Mass Flow Rate Basis :

�pump = Hm

�pump �motor 3.670 x 105 .......................................................(28)

where �pump = Motor power to drive the pump (kW);

ρρρρ = Density of fluid (kg/m3);

Q = Volume flow rate (m3/h);

m = Mass flow rate (kg/h);

H = Total developed head (m);

�pump = Pump efficiency; and

�motor = Motor efficiency.

27


• Heat Exchanger :

Sebuah pelat penukar panas (Heat Exchanger) akan

dipasang sebagai penukar panas Closed Circuit Cooling Water.

Heat Exchanger adalah bagian dari rangkaian sistem pendingin

tertutup yang memindahkan panas dari pendingin pembangkit,

pendingin minyak pelumas dan pendingin udara tekan dan

mengeluarkan panas ke sistem sirkulasi air melalui “S’’ Plate-type

Heat Exchanger.

Plate Heat Exchanger memiliki beberapa keunggulan

dibandingkan Shell-tube Heat Exchanger. Di antaranya adalah

kinerja termal yang unggul, kemudahan pemeliharaan, upgrade

dan kemampuan multipleks, dan desain yang kompak. Ukuran

awal dari Plate Heat Exchanger dapat dihitung seperti yang

ditunjukkan oleh (Rafferty dan Culver,1991).

28


BAB III

PENGOLAHAN DATA

1.1 Calculation Turbine-Generator (case 1)

Keterangan :

a1 = Average Mains Steam Pressure (taken from test data) a2 = Head Correction (taken from test data) b1 = Baromter (taken from test data) b2 = Manometer Average at 4 basket (taken from test data) d1 = Correction Factor of Turbine Inlet Pressure. Can be read from the inlet pressure correction curve or the formula can be input directly into the cell d2 = Correction Factor of Turbine Inlet Temperature, => assumed saturated condition = 0 % d3 = Correction Factor of Turbine Exhaust Pressure. Can be read from the exhaust pressure correction curve orthe formula can be input directly into the cell d4 = Correction Factor of NCG. Can be read from the exhaust NCG correction curve or the formula can be input directly into the cell SRm = Measured Gross Steam Turbine SRc = Corrected Gross Steam Rate - Turbine Performance Pc = Corrected Gross Output - Generator Performance Pm = Average based on Generator Output

Data (Case 1) :

a1 (Average Main Steam) = 6.05 Barg (Test Data) a2 (Head Correction) = 0.0 Barg (Test Data) Actual Main Steam (AMS) = a1 – a2 = 6.05 (Bara + 0.86) = 6.91 Bara

29


b1 (Barometer) = 25.47 inHg (Test Data) b2 (Manometer) = 21.91 inHg (Test Data) Exhaust Pressure (EP) = b1 – b2 = 3.56 inHg (mmHg 1/0.03937) = 90.42 mmHg Average NCG = 1.765 % (Test Data) Turbine Steam Flow = 485.57 kg/hr (Test Data) Generator Output (GO) = 63.1 MW (Test Data)

1. Calculation Turbine

d1 = [(0.5367 x AMS2) – (10.631 x AMS )] + 47.804 = [(0.5367 x 6.912) – (10.631 x 6.91 )] + 47.804 = – 0.03 % d2 = 0 (assumed saturation condition) d3 = [( 0.0051 x EP2) – (0.5581 x EP) + 14.238] = [( 0.0051 x 90.422) – (0.5581 x 90.42) + 14.238] = 5,47 % d4 = 0.5 x (avg. NCG) – 0.75 = 0.5 x (1.765) – 0.75 = 0.13 % SRm = Turbine Steam Flow/Generator Output = 485.57/63.1 = 7.70 kg/hr/kwh SRc = SRm [ 1 – ( d1 + d2 + d3 + d4)/100] = 7.70 [ 1 – (– 0.03 + 0 + 5.47 + 0.13)/100] = 7.34 kg/hr/kwh

30


Guarantee = [(0.0007 x GO2) – (0.095 x GO) + 10.27] = [(0.0007 x 63.12) – (0.095 x 63.1) + 10.27] = 7.06 kg/hr/kwh Comparison = [(SRc – Guarantee)/Guarantee] x 100 = [(7.27 – 7.06)/7.06] x 100 = 2.98 %

Berdasarkan perhitungan, terdapat perbedaan antara nilai

Steam Rate hitungan (SRm) dengan koreksi Gross Steam Rate

(SRc), yaitu nilai dari SRc yang lebih kecil dibandingkan dengan

SRm. Nilai perbedaannya sebesar 0.36 kg/hr/kwh. Ini tidak lepas

dari pengaruh faktor – faktor lingkungan dan media lain yang

masuk ke dalam sistem diantaranya adalah Pressure dan NCG

content. Pada perbandingan nilai koreksi juga terhadap Manufacture

(Set Point) mendapat perbedaan sebesar 2.98% adanya perbedaan

ini dipengaruhi oleh banyak hal, diantaranya aadalah akurasi dari

setiap parameter, lingkungan termasuk pembulatan angka dalam

perhitungan yang konsisten mempengaruhi hasil.

2. Calculation Generator

d1 = [(0.9544 x AMS3) – (21.989 x AMS2 ) + (182.62 x AMS) – 526.75] = [(0.9544 x 6.913) – (21.989 x 6.912 ) + (182.62 x 6.91) – 526.75] = 0.12 % d2 = 0 (assumed saturation condition) d3 = [(– 0.0067 x EP2) + (0.7639 x EP) – 20.97] = [(– 0.0067 x 90.422) + (0.7639 x 90.42) – 20.97] = – 6.68 %

31


d4 = – 0.5 x (avg. NCG) + 0.75 = – 0.5 x (1.765) + 0.75 = – 0.13

Pc = Pm [ 1 – ( d1 + d2 + d3 + d4)/100] = 63.1 [ 1 – ( 0.12 + 0 – 6.68 – 0.13)/100] = 67.32 MW Comparison = [(Pc – 65.60)/65.60] x 100 = [(67.32 – 65.6)/65.6] x 100 = 2.62 %

Berbeda dengan perhitungan turbin, bahkan berbanding

terbalik dalam skala vektor. Pada generator ini mempunyai

beberapa reaksi yang timbul yang diakibatkan dari turbin dalam

satu hal misalnya koreksi NCG, kandungan dari NGC ketika di

turbin dan sesaat di generator adalah bernilai sama hanya saja

vektor yang menandakan nilai ini berbeda, begitu juga nilai – nilai

koreksi yang lainnya. Pada generator juga dihitung Output

Generator (Pm), pada dasarnya nilai ini adalah Average Based on

Generator Output sama dengan GO. Nilai perbedaan Pc dan Pm

cukup besar yaitu 4.22 MW walaupun demikian, nilai ini ketika

dibandingkan dengan Manufacturer cukup relatif kecil yaitu 2.62%

(berbeda 0.36% dengan perhitungan Turbine Comparison)

32


2.1 Calculation Turbine-Generator (case 2)

Data (Case 2 using 4.2% pressure loss from upstream strainer to 1st stage ) :

Average 1st stage pressure = 6.03 Barg (Test Data) = 6.89 Bara Head Correction = 6.79 Bara (Test Data) Added 4.2 % = Head Correction x 1.042 = 7.07 Bara

Pada perhitungan case 2 ini berbeda dengan perhitungan

case 1, jika perhitungan case 1 adalah melakukan perhitungan dari

mulai Wellhead sampai ke RPF (Resource Production Facilities)

sebelum memasuki ke Strainer dan mengabaikannya. Ketika di PGF

(media perhitungan (Steam) melalui Strainer masuk ke ke Turbin dan

Generator maka telah melakukan Loss Pressure yang dikerjakan oleh

strainer sepanjang jaur menuju ke generator sebanyak 4.2%. Formula

dari setiap unit sama, hanya saja ada tambahan data dari Head

Correction yang bertambah, maka nilai ini yang jadi pertimbangan

terjadinya using 4.2% pressure loss from upstraim to 1st stage.Faktor

koreksi lainnya seperti (Exhaust Pressure, NCG serta Temperature)

tidak mengalami perubahan nilai selai hanya faktor koreksi Inlet

Pressure.

1. Calculation Turbine

d1 = [(0.5367 x add.2) – (10.631 x add.)] + 47.804 = [(0.5367 x 7.072) – (10.631 x 7.07)] + 47.804 = – 0.53 % d2 = 0 (assumed saturation condition) d3 = d3 (case 1)

33


d4 = d4 (case 1) SRm = Turbine Steam Flow/Generator Output = 485.57/63.1 = 7.70 kg/hr/kwh SRc = SRm [ 1 – ( d1 + d2 + d3 + d4)/100] = 7.70 [ 1 – (– 0.53 + 0 + 5.47 + 0.13)/100] = 7.31 kg/hr/kwh Guarantee = [(0.0007 x GO2) – (0.095 x GO) + 10.27] = [(0.0007 x 63.12) – (0.095 x 63.1) + 10.27] = 7.06 kg/hr/kwh Comparison = [(SRc – Guarantee)/Guarantee] x 100 = [(7.31 – 7.06)/7.06] x 100 = 3.54 %

Setelah dilakukan perhitungan diatas dengan persamaan

yang sama (case 1) maka dapat di analisis beberapa perbedaan.

Yang pertama adalah nilai Correction Factor of Turbine Inlet

Pressure mengalami penurunan dari case 1 ke case 2 yaitu

selisih (0.5 %). Begitu juga demikian dengan nilai Corrected Gross

Steam Rate mempunyai selisih sebesar 0.03 kg/hr/kwh. Sedangkan

pada perhitungan Comparison Turbine mengalami kenaikan nilai

yaitu sebesar 0.56 % dari case 1 ke case 2.

34


2. Calculation Generator

d1 = [(0.9544 x add.3) – (21.989 x add.2 ) + (182.62 x add) – 526.75] = [(0.9544 x 7.073) – (21.989 x 7.072 ) + (182.62 x 7.07) – 526.75] = 2.53 % d2 = 0 (assumed saturation condition) d3 = d3 (case 1) d4 = d4 (case 1)

Pc = Pm [ 1 – ( d1 + d2 + d3 + d4)/100] = 63.1 [ 1 – ( 2.53 + 0 – 6.68 – 0.13)/100] = 65.80 MW Comparison = [(65.80 – 65.60)/65.6] x 100 = [(65.80 – 65.60)/65.6] x 100 = 0.30 %

Jika dalam perhitungan case 1 ke case 2 pada turbin

d1 mengalami penurunan yang diaibatkan oleh salah satunya

adalah Strainer berbeda dengan d1 generator yaitu mengalami

kenaikan nilai dari 0.12% ke 2.53%. Ini menandakan bahwa

kehilangan tekenan di Strainer tidak selalu bernilai negatif bahkan

bisa menjadi positif generator diantaranya adalah faktor koreksi Inlet

Pressure. Tetapi bagi nilai Pc mengalami penurunan sebesar 1.52

MW pada generator. Tidak hanya itu, pada perbandingan nilai

hitungan yang mempertimbangkan faktor – faktor terhadap Pabrikan

yaitu mengalami penurunan sebesar 2.32% (Comparison Turbine).

35


3.1 Calculation Cooling Tower

Data Performance :

Design Fan BHP = 171.20 BHP Test Fan BHP = 147.07 BHP (Test Data) DCS Test Fan BHP = 147.07 BHP (Test Data) Cooling Tower Outlet (CTO) = 97.62 0F (Test Data) Pitot Tube Flow Calculation (PTFC) = 1040 x 19.39028 x 0.786 x Avg. Sqrt Dp Vertical & Horizontal (Test Data) = 124 560.88 gpm Wet Bulb = 65.54 OF (Test Data) Design Flow = (90, 100, 110, 117, 129 )% Cold Water = (76.98, 78.28, 80.07, 81.43, 83.63) OF Adjust Test GPM = PTFC x (Design Fan BHP/Test Fan BHP)1/3

= 124 560.88 x (171.20/147.07) 1/3

= 131 030.52 gpm Predicted Flow = [(– 0.1337 x CTO2) + (26.442 x CTO) – 1 164.8] x 1 000 = [(– 0.1337 x 97.622) + (26.442 x 97.62) – 1 164.8] x 1 000 = 142 351.90 gpm Cooling Tower Capability = (Adjust Test GPM/Predicted Flow) x 100 = (131 030.52/142 351.90) x 100 = 92.05 %

36


4.1 Power Output Calculation

Data Performance Test :

H1f = 650.0117 kJ/kg H1fg = 2 067.957 kJ/kg S1f = 1.987147 kJ/kg S1fg = 4.72516 kJ/kg H2f = 207.1354 kJ/kg H2fg = 2383.976 kJ/kg S2f = 0.696964 kJ/kg S2fg = 7.388449 kJ/kg vg = 12.33351m3/kg vf = 0.101192 m3/kg

Calculation of Expansion Line End Point (ELEP)

Inlet Pressure = (calculation turbine) = Actual Main Steam Pressure (case 1) = 6.91 Bara h1 = H1f + H1fg = 650.0117 + 2 067.957 = 2 717.9687 kJ/kg S1 = S1f + S1fg = 1.987147 + 4.72516 = 6.712397 kJ/kg Exhaust Pressure = (calculation turbine) = Exhaust Pressure inHg (case 1) x 0.03386388 = 0. 12 Bara

37


S2 = S1 = 6.712397 kJ/kg Dryness Fraction of exhaust steam = (S2 – S2f)/ S2fg = (6.712397 – 0.696964)/7.388449 = 0.814167 h2 = H2f + (Dryness Fraction x H2fg) = 207.1354 + (0.814167 x 2383.976) = 2 148.089988 kJ/kg Adiabatic Heat Drop = h1 – h2 = 2 717.9687– 2 148.089988 = 569.878712 kJ/kg ELEP (h2 ’) = h1 – [Adiabatic Heat Drop x (Turbine Internal Efficiency/100)] = 2 717.9687– [569.878712 x (83.86 /100)] = 2 240.068412 kJ/kg Dryness@ h2 ’ = [ELEP (h2 ’) – H2f]/H2fg

= [2 240.068412 – 207.1354]/2383.976

= 0.852749 Specific Volume = vg – [(1 – Dryneess Fraction of exhaust) x (vg – vf)]

= 12.33351 – [(1 – 0.814167) x (12.33351– 0.101192)]

= 10.060342 m3/kg

38


Output Calculation

Data :

Exhaust Annulus Area = 4 m2 (Manufacturer) Exhaust Steam Velocity = 170 m/s (Test Data) Turbine Internal Efficiency (TIE) = 83.86 % (Manufacturer) Turbine Mechanical Looses (TML) = 430 kW (Constant) Generator Efficiency (GE) = 98.44 % (Manufacturer) Inlet Steam Flow (ISF) = 485 572 kg/hr (Test Data) Adiabatic Heat Drop (AHD) = 569.878712 kJ/kg (Test Data) Exhaust Loss (EL) = 13 kJ/kg (Test Data)

Output Calculated

= [(ISF/3600) x (AHD – EL) x (TIE/100)] – [(TML x (GE/100)] = [(485 572/3600) x (569.878712 – 13) x (83.86/100)] – [(430 x (98.44/100)]/1000 = 62.56 MW

*Output actual (based on meter) = 63,10 MW

Terdapat perbedaan antara nilai hitungan Output Generator

dengan Output Actual (based on meter). Perbedaannya relatif kecil yaitu

0.54 MW. Pada dasarnya perhitungan seperti ini adalah wajar, karena

dalam penerapannya di lapangan tidak akan selalu sama bahkan (tidak

mungkin). Melihat faktor yang mempengaruhi untuk perhitungan yang aktual

(Digital) tidak stabil karena dipengruhi oleh banyak hal diantaranya yaitu

faktor cuaca yang tidak menentu yang berpengaruh terhadap lingkungan

ataupun Source beserta Equipment yang beroperasi. Akurasi dari suatu

angka digital sesekali mengalami pembacaan data yang salah dan tidak

akurat. Sedangkan hal yang mempengaruhi dari nilai Output Calculated

adalah ideal, ini juga bisa di pengaruhi oleh pengambilan data termasuk

pembulatan angka yang kurang teliti dan tidak konsisten.

39


BAB IV PEMBAHASAN

Data – data yang di proses dalam perhitungan semuanya di

peroleh dari Perfrmance Test, ini dilakukan untuk mengetahui kapasitas

serta kapabilitas suatu peralatan penting seprti Turbine, Generator dan

Cooling tower. Sebenanya masih banyak data – data lain yang sangat

membantu, misalnya data Electrical, Main Condenser dan NCG

Content. Tetapi dalam laporan ini akan dibatasi yaitu hanya membahas

Turbine, Genertor dan Cooling tower.

Perhitungan yang dilakukan tentunya sangat berbeda dengan

teori yang didapat baik itu di bangku perkuliahan ataupun di media –

media lain. Semua formula sangat bersifat sederhana namun kompleks.

Banyak tetapan – tetapan yang harus di perhatikan. Setiap perusahaan

sangat menjaga kerahasiaan data perusahaannya.

Calculation Turbine, dilakukan dalam dua pembahasan dan

perhitungan yang berbeda. Yang pertama dengan case 1 dan yang

kedua dengan case 2 (using\ 4.2 % pressure loss from upstream

strainer 1st stage). Pada calculation turbine (case 1) dengan Average

Main Steam Pressure 6.05 Barg (6.91 Bara) menghasilkan tekanan

pada Actual Main Steam sebesar 6.91 bara. Dari Performance Test,

didapatkan ketika kondisi seperti ini mendapatkan tekanan terhadap

parameter Barometer sebesar 25.47 inHg dan terhadap Manometer

21.91 inHg. Dari selisih tekanan Barometer dan Manometer

didapatkanlah exhaust pressure sebesar 90.42 mmHg. Pada kondisi ini

juga diketahui Turbine Steam Flow sebesar 485.57 kg/hr dan

Generator Output sebesar 63.1 kwh. Dengan data sebelumnya serta

memasukan kedalam persamaan maka di dapatkanlah nilai correction

factor of turbine inlet pressure sebesar -0.03%. Untuk keadaan fluida

saat melakukan proses Performance Test di asumsikan dalam keadaan

saturasi, maka nilai correction factor of turbine inlet temperatur nol %.

40


Untuk perhitungan selanjutnya yaitu correction factor of turbine exhaust

pressure didapatlah nilainya sebesar 5.47%. setelah data – data

tersebut didapatkan dengan lengkap berdasarkan perhitungan, maka

selanjutnya menghitung Measured Gross Steam. Sebelumnya kita harus

menghitung Guarantee Turbine terlebih dahulu, yaitu selisih kuadrat

Generator Output dengan perkalian Generator Output. Nilai Guarantee

sebesar 7.06 kg/hr/kwh. Perhitungan Measured Gross Steam dapat

dilakukan ketika Turbine Steam Flow diketahui dan Generator Output

diketahui pula. Jika nilai measured sebesar 7.70 kg/hr/kwh tentu

sangat mudah ketika ingin melakukan perhitungan corrected gross

steam rate. Dari hasil perhitungan maka didapatkan nilai corrected

gross steam rate 7.34 kg/hr/kwh dan Comparison 2.98%.

Pada Calculation Generator, dilakukan hal yang sama yaitu

menentukan Correction Factor (turbine inlet pressure, turbine exhaust

pressure dan factor NCG). Dengan persamaan yang hampir sama

maka didapatkan nilai correction factor of turbine inlet pressure

sebesar 0.12% nilai ini menunjukan bahwa prosentase yang lebih

besar dibandingkan dengan turbine. Kondisi tetap dalam saturated, dan

didapatkan correction factor of turbine exhaust pressure -6.68%.

correction factor NCG pada generator sama dengan nilai NCG di

turbine, hanya berbeda arah vektor dan gaya. Selanjutnya untuk data

– data selanjutnya didapatkan dengan mengkombinasikan persamaan

sebelumnya dengan data yang didapat. Untuk corrected gross output

generator performance sebesar 67.32 MW. Average based on

Generator Output adalah nilai dari generator output yang didapatkan

dari Terformance Test. Untuk perhitungan generator nilai Comparison

lebih kecil daripada perhitungan di turbine yaitu 2.62%.

Case 2 (using 4.2% pressure loss from strainer to 1st

stage) berbeda dengan kondisi di case 1, dan bahkan berbanding

terbalik dari segi nilai perhitungan. Contohnya nilai correction factor of

turbine inlet pressure pada turbine dari case 1 ke case 2 mengalami

penurunan ketingkat negatif sedangkan pada generator mengalami

41


kenaikan. Kondisi lain juga mengalami perubahan nilai, yaitu pada

comparsion di turbine mengalami kenaikan dari case 1 ke case 2,

sedangkan di generator berbalik mengalami penurunan.

Untuk Cooling Tower Capability, perhitungan lebih ke prosentase

yang jelas dari fluida sebagai medianya. Terlebih dulu data semua di

dapat dari performance test. Kali ini dalam perhitungan tidak dibahas

dengan detail. Dengan Design Fan BHP sebesar 171.20 dan Test Fan

BHP 147.07. DCS Test adalah sama nilainya dengan Test Fan BHP.

Cooling Tower Outlet dari hasil percobaan didapatkan 97.620F, dengan

pitot tube flow calculation sebesar 124560.88 gpm. Design Cooling

Tower ini bervariasi pada praktiknya, yaitu dengan flow yang sangat

beragam rentangnya (90%, 100% sampai 129%). Ini dilakukan agar

mendapatkan pengamatan yang sangat objektif dan terkondisikan

dengan konstan dalam beberapa keadaan. Percobaan ini menggunakan

dengan dua media penghantar yaitu Hot Basin Temperature dan Cold

Water Out. Jika dalam perhitungan di dapatkan adjusted test GPM

sebesar 131030.52 gpm dan Predicted Flow sebesar 142351.90 gpm

maka Cooling Tower Capability perhitungan bernilai 92.05%, nilai ini

adalah perbandingan dari adjusted test GPM terhadap Predicted Flow.

Dari Performance Test didapatkan beberapa parameter

perhitungan yang akan menunjang perhitungan selanjutnya. Misalnya

dari perhitungan turbine case 1 adalah perbandingan terhadap konsisi

case 2. Sama halnya, pada perhitungan Turbine-Generator-Cooling

Tower Performance adalah salah satunya adalah tahap lanjut untuk

menghiutng effsisiensi turbine. Tahap selanjutnya ialah power output

calculation. Ini membandingkan antara output calculated turbine

terhadap output actual based on meter. Metode ini digunakan untuk

mengetahui efisiensi dari suatu turbine. Selain Performance Test yang

sangat menunjang dalam perhitungan ini juga termasuk Steam Table

at Saturated juga sangat dibutuhkan dalam perhitungan

Thermodinamika steam ada dua bagian dalam power output calculation

yaitu pertama menentukan Expansion Line End Point dan selanjutnya

42


adalah Output Calculation. Dengan data berdasarkan steam table at

saturated langkah pertama adalah menentukan inlet pressure pada

turbine. Ini adalah sama nilainya dengan actual main steam pressure

case 1 yaitu sebesar 6.91 Bara. Maka kondisi ini didapatkan Entalpi

spesifik kondisi awal dangan menjumlahkan Entalpi air dan Entalpi

tingkat campuran, maka di dapat 2717.9687 kJ/kg. Untuk perhitungan

ini sangat harus teliti karena data yang di dapatkan relatif sangat

kecil perbedaannnya sehingga untuk pembulatan menyesuaikan. Jika

Entropi air pada kondisi awal sebesar 1.987147 kJ/kg dan Entropi

campuran air-uap pada kondisi itu sebesar 4.72516 kJ/kg maka nilai

Entropi pada saat ini adalah 6.712397 kJ/kg. Exhaus pressure pada

power output calculation berbeda dengan perhitungan sebelumnya. Nilai

ini di konversikan dengan perkalian 0.03386388 dan hasilnya adalah

0.12 Bara. Nilai Entropi pertama dan kedua adalah sama yaitu

6.712397 kJ/kg. Volume spesific bernilai 10.060342 m3/kg. Didapatlah

Adiabatic Heat Drop sebesar 569.9878712 kJ/kg dan Drynesss pada

kondisi Entalpi spesifik kondisi kedua aksen yaitu 0.852749.

Tahap selanjutnya adalah perhitungan output calculation, dalam

perhitungan ini adalah pembuktian dari suatu efisiensi turbine secara

teoritis dan harus dalam pengontrolan di lapangan yang terlebih

penting, nilai dalam perhitungan ini adalah referensi dari kerja turbine

dan perlu dalam pembuktian dan banyak faktor yang menjadi

pertimbangan tersebut. Dengan turbine internal efficiency sebesar

83.86%, jika Turbine Mechanical Looses konstan sebesar 430 kW dan

Exhaust Loss 13 kJ/kg maka dengan persamaan yang sudah ada dan

memasukan angka dengan teliti serta memproses dengan konsisten

dalam pembulatan angka maka di dapatlah nilai output calculated

turbie sebesar 62.56 MW. Nilai yang ini tentunya sangat tinggi

mengingat bahwa output actual base on meter turbine adalah 63.10

MW.

43


BAB V METODOLOGI PENELITIAN

Dalam melaksanakan kerja praktik mahasiswa diharapkan

mampu melakukan studi kasus, yaitu mengangkat suatu masalah

yang dihadapi pada saat melakukan kegiatan OJT di Chevron

Geothermal Salak Ltd, yang kemudian akan dikajikan sesuai dengan

bidang keahlian yang dimiliki.

5.1 Metode Pengambilan Data

Metode yang dilakukan pada saat Praktik Kerja Lapangan

yaitu dengan cara :

1. Metode Interview

Dengan cara memberikan pertanyaan kepada pembimbing

atau petugas yang berwenang, untuk mendapatkan data yang

tidak diperoleh dilapangan.

2. Observasi

Dengan cara melakukan pengamatan secara sistematis

mengenai hal-hal yang terjadi dilapangan.

3. Study Literature

Yaitu dengan menambah wawasan / pengetahuan mengenai

tema kerja praktik dengan menelaah literatur-literatur yang

berhubungan dan bersesuaian, baik literatur dari perusahaan

maupun dari luar.

5.2 Tempat dan Waktu Pelaksanaan

Tempat : Chevron Geothermal Salak Ltd

Alamat : Gunung Salak Sukabumi 43368 Jawa Barat

Waktu : 1 s.d 31 Oktober 2014 (1 bulan)

44


Practical Training Submit Date :

Monthly Activity Time Sheet

Name : Sutikno Alamsyah University : Balongan Oil and Gas Academy

Period : From: October 1, 2014 To: October 31,2014 Majority : Petroleum Engineering

Type of Assignment : On Job Training Dept of Assignment : Operation

No. Remarks

1 Bring the Document

Field Office

Personal

Team Work

Unit-4 Overview

Shalat & Lunch

Operation Overview

Unit-4 Overview

Shalat

Diverification & Similiarity

Side-Efect to Reservoir

Provided the Resume

2 Breakfast

On the Crew

Capacity & Manufactured

MSSV & MSCV

Awi-1 Control

Shalat & Lunch

PGF

RPF

Awi-1 & 13-3

Shalat

Operation Function

Identification

Evaluation & Changeover

Dinner & Portacamp

3 Breakfast

On the Crew

RPF

Connection

Overview All Area

Shalat & Lunch

Type & Symbol

Procedure

Shalat

Unit-4 Overview

Provided Resume

4 Idul Adha

5 Idul Adha

6 OJT Schedule Consultancy

Personal

Prerequirement

Overview All Area

Shalat & Lunch

On Computer & Insert Binder

Shalat

On Computer

RPF

Dinner & Portacamp

: Month/date/year

Clasification of Permit to Work 09:00 - 10:00

Identification of Steam Facilities Production17:30 - 18:00

Permit to Work Accomodate16:00 - 17:30

Rest Time15:30 - 16:00

Input Data Permit to Work13:30 - 15:30

Break Time12:30 - 13:30

Go to PGF08:30 - 09:00

Reading P & ID Binder11:00 - 12:30

CGS Operation Overview07:00 - 09:00

Ending Time18:00 - 19:00

Field Office08:00 - 08:30October 6, 2014

Day Off_October 5, 2014



Overview Process Flow Diagram 15:30 - 16:30

Rest Time15:30 - 16:00

16:00 - 17:00 AFT and LCV Introduction

17:30 - 19:00 Theory (Scalling & Sloughing)

19:00 - 19:30 Crew Change

Permit to Work Introduction14:00 - 15:30

Clasification of Valve

19:30 - 20:00 Ending Time

October 3, 2014 06:20 - 06:30 Preparation

06:30 - 07:00 Go to PGF

13:00 - 14:00

Break Time11:30 - 13:00

Overview Well Pad/Site Evaluation10:00 - 11:30

Overview RPF & PGF System09:00 - 10:00


06:30 - 07:00 Go to PGF

07:00 - 10:00 Identification Turbine PGF

10:00 - 10:30 Turbine Steam Supply System

14:00 - 14:30

14:30 - 15:30

15:30 - 16:00

10:30 - 11:30 Review Process Flow Diagram

12:30 - 13:10 Break Time

13:10 - 14:00 Mimik Panel Overview

Rest Time

Field Visit to Well Production

Indentification of Support

10:00 - 12:00 Process Flow Diagram Introduction

Go to PGF

Safety Induction

12:00 - 13:00 Break Time

10:30 - 14:00 PGF Introduction

16:00 - 16:45 Well Injection Introduction

17:00 - 17:30 Ending Time

Rest Time15:00 - 15:30

Turbine & Generator Introduction13:30 - 15:00

PLTU & PLTP Introduction15:30 - 16:00

08:30 - 09:00

09:00 - 10:00 Control Room Introduction

October 1, 2014 08:00 - 08:20 Field Office

08:20 - 08:30

Monthly Activity Time Sheet

Practical Training

Date Time Descriptions

5.3 Kegiatan Kerja Praktik

45


7 Breakfast

On the Crew

Evaluation Shut Down

Procedure

Shalat & Lunch


Portacamp

8 Breakfast

On the Crew

Evaluation

On Computer

By Mentor

Procedure

Shalat & Lunch

Opened Book


Vacum Unit

Provided the Report

9 Breakfast

On the Crew

Turn Over

Control Room

Procedure


Shalat & Lunch


By Operation

Shalat

Portacamp

10 Breakfast

On the Crew

Evaluation & Shared Informatioan

Control Room

Back Pressure

By Admin

From Reservoir Engineer

System Geothermal Energy

Shalat & Lunch

Awi-1,13 & 16

Shalat & Portacamp

11 Breakfast

Reservoir Engineer Team

Monitoring Well

Shalat & Lunch

East Well Group 1

Shalat & Portacamp

12 Weekend

13 Consultancy

Lab

On the Crew

Specific Facilities

Shalat & Lunch

Opened Book

PGF

Portacamp

Field Office08:00 - 08:30October 13, 2014



15:30 - 16:30

Turbine Description13:20 - 15:30

Break Time12:30 - 13:20

Overview RFP Process Detailed09:30 - 12:30

Go to PGF09:00 - 09:30

Review Salk Daily Reservoir Report13:30 - 16:30

Overview Power Plant Miniature

NCG Process Removal08:30 - 09:00


Preparation06:20 - 06:30October 10, 2014


Rest Time16:30 - 17:00

Visit PGF & RPF All Area14:00 - 16:30

Crew Change13:30 - 14:00

Break Time12:00 - 12:30

Salak Daily Reservoir Report Introduction09:30 - 10:30

Go to Reservoir Engineering09:00 - 09:30

Analyzed Unit-4 Parametrs08:00 - 09:00

Go to PGF06:30 - 07:00



Break Time11:30 - 13:30

Daily Rooving & Purging Download Data07:30 - 11:30

Safety Meeting07:00 - 07:30



East Wells Group 1 Introduction13:30 - 15:30

Break Time11:30 - 13:30

Traning Area Schedule10:30 - 11:30

Reading the Thermodinamic Principle13:00 - 14:00

Overview Unit-614:30 - 16:30


House Keeping07:30 - 08:00


Go to PGF06:30 - 07:00

Break Time12:30 - 13:00

Assisting Permit to Work09:30 - 12:30

Consultancy the Report Title09:00 - 09:30



Input Data Permit to Work09:00 - 12:00




Go to PGF06:30 - 07:00


Ending Time17.00 - 17:30

Input Permit to Work13:00 - 15:00

Break Time12:30 - 13:00



Go to PGF06:30 - 07:00


46


14 Breakfast

On the Crew

Evaluation

Control Room

Figure

Monitor

Procedure

Shalat & Lunch

On Computer

Portacamp

15 Breakfast

On the Crew

Evaluation

Basic Power Plant

Unit-4

Flow Rate

Preparing the Report

16 Breakfast

On the Crew

Control Room

On Laptop

Procedure

Shalat & Lunch

Engineering

Shalat

Turbine

Portacamp

17 Breakfast

Performance Test

All Source

Shalat & Lunch

Engineering

Base On the Title

Portacamp

18 Breakfast

Reservoir Engineering

Status Well

Production & Injection Well

Go Home

19 Weekend

20 Field Office

Chevron Profile

Formula & Law

Shalat & Lunch

Basic Theory

Portacamp

21 Breakfast

On the Crew

Evaluation

Control Room

On Computer

Resume the Report

Shalat & Lunch

Admin Room

Engineering

Portacamp

Break Time12:30 - 13:00

Analyze Power Output Calculation10:30 - 12:30


Arranging the Report13:00 - 16:30

Go to PGF06:20 - 07:00

Preparation

Looking for Reference

Break Time12:00 - 13:30

Collection data09:30 - 12:00




06:10 - 06:20October 21, 2014


Consultancy Performance Test Data14:30 - 15:30

13:30 - 14:30

Analyze the Perormance Test Report12:00 - 15:30

Break Time11:30 - 12:00


October 17, 2014


Follow Up the Parameters Power Output16:00 - 16:30

Arrangement the Report09:30 - 11:30

Re-analyze Engineering Report06:30 - 09:30

Rest Time15:30 - 16:00

Safey Meeting07:20 - 07:50



Study Planning Boundary14:30 - 16:30

Arrangement the Report12:30 - 14:30

Break Time11:30 - 12:30

Preparation06:20 - 06:30

Go to PGF06:30 - 07:00


Collection data08:00 - 10:30

Consultancy08:00 - 08:20October 20, 2014



Daily Rooving08:30 - 11:30

Review DRR 08:00 - 08:30

Break Time12:30 - 13:00


Gas Removal System09:30 - 11:00

Blok Flow Diagram Main System08:00 - 09:30



Deepening of Theory07:30 - 08:00


Go to PGF06:30 - 07:00



Input Data Permit o Work13:00 - 16:00

Looking for Reference07:30 - 09:30


Go to PGF06:30 - 07:00



Analyst the RPF Operator Report09:30 - 10:30

Gas Extract Ejector Process08:00 - 09:30

47


22 Breakfast

Reservoir Engineer

Lab

Geochemis

Shalat & Lunch

Salak Efficiency

Portacamp

23 Breakfast

Engineering Tess Data

Explanation

Shalat & Lunch

Boundary of Study

Portacamp

24 Salak Efficiency

Shalat & Lunch

Turbine Performance

Portacamp

25 Count Data

Monitoring & Injection Wells

Shalat & Lunch

Go Home

26 Weekend

27 Study of Problem

Shalat

Reservoir Engineer

Field Office

Portacamp

28 Collecting Data

Field Office

Shalat & Lunch

PGF Admin

Portacamp

29 Breakfast

Field Office (Mentor)

Collecting Data

Shalat & Lunch

Summaries

30 Breakfast

PGF Admin

Shared Service Coordinator

Mentor

Go Home

31 Breakfast

Mentor & HR

Go home

PASSEDENDING

10:00 - 12:30

Preparing the Report08:30 - 10:00October 28, 2014

Break Time12:30 - 12:30

Revision the Report09:30 - 12:30

Presentation the Report07:30 - 08:30

07:00 - 07:20October 29, 2014



Consultancy Time to Sheet14:30 - 16:30

Consultancy DRR East Well13:30 - 14:30

Break Time

Break Time12:30 - 13:30

Daily Rooving Reservoir 09:00 - 12:30

Revision the Report08:00 - 09:00October 25, 2014

12:30 - 13:30


Preparing Print Out the Report13:30 - 15:30

Arrangment the Report09:30 - 12:30October 27, 2014



Break Time12:30 - 13:30

Consutancy Schedule Presntation

Packing & Standby

Hand-over the Report & Time SheetUntil the End

Preparation

Preparing the Report09:00 - 12:30

Collecting Data 07:20 - 09:00

Break Time12:00 - 13:00

Analyze Compostion NCG10:00 - 12:00

Analyze NCG Content Update08:30 - 10:00


Determination of Problem13:00 - 15:30

Break Time12:30 - 13:20

Collecting Data 13:00 - 16:00

Break Time11:30 - 13:00

Arrangment the Presentation08:30 - 11:30October 24, 2014



Arrangment the Presentation13:00 - 17:30

Consultancy DRR East Well07:20 - 08:30


Date: Date: Date:

Anastasya AdipriyantiSutikno Alamsyah Widi Nugroho

TW/OJT/COOP Student Mentor Team Leader HR Training & Services Java

Verified & Approved By,

Ending Time

Preparation

08:20 - 09:30

12:00 - 13:00

08:00 - 08:20October 31, 2014

Prepared By Reviewed By,

12:30 - 15:30 Revision the Report


Print Out the Report

Consultancy the Report

1st Revision the Report

10:30 - 11:30

11:30 - 12:00

48


BAB VI KESIMPULAN

Berdasarkan pengatamatan dan pengujian dari beberapa

penerapan teori dasar yang dikembangkan serta pengaplikasian

terhadap lapangan Chevron Geothermal Salak, tepatnya dalam judul

Salak Efficiency banyak yang bisa sebutkan sebagai suatu analisis

singkat dan terbatas. Pada bab ini, akan sedikit disebutkan dari

beberapa kesimpulan yang bisa disebutkan, diantaranya adalah :

1. Chevron adalah produsen energi panas bumi terbesar di dunia

dan memiliki operasi yang besar di Indonesia. CGS merupakan

terbesar di dunia dengan 6 Unit kapasitas terpasang.

2. Performance Tes : Electrical Test Data (TCP), PGF Ground,

DCS Turbine Data, Cooling Tower Ground, Cooling Tower Top,

Cooling Tower Fan Test, Pitot Tube Data Test, NCG

Measurement, Condenser Area, DCS Condenser-NCG Data, Head

Correction, Head Correction Reference

3. Setiap Perusahaan dalam melakukan suatu pengujian terstruktur

bersifat kualitatif adalah berbeda dan Independent. Tidak semua

metoda dalam jenjang perkuliahan dapat diterapkan dan

mempunyai hasil yang sama walapun efisiensi adalah konsep

yang terukur

4. Dalam pembahasaan Salak Efficiency dilakukan empat metode

perhitungan yaitu :

� Calculation Turbine – Generator (case 1)

� Calculation Turbine – Generator (case 2)

� Calculation Cooling Tower

� Power Output Calculation

49


5. Berdasarkan perhitungan untuk case 1 Turbine mempunyai

beberapa nilai penting diantaranya :

� d1 = - 0.03%

� d2 = 0

� d3 = 5.47%

� d4 = 0.13%

� SRm = 7.70 kg/hr/kwh

� SRc = 7.34 kg/hr/kwh

� Guarantee = 7.06 kg/hr/kwh

� Comparison = 2.98 %

6. Berdasarkan perhitungan untuk case 1 Generator mempunyai


� d1 = 0.12%

� d2 = 0

� d3 = - 6.68%

� d4 = - 0.13%

� Pm = 63.1 MW

� Pc = 67.32 MW

� Manufacturer = 65.60 MW

� Comparison = 2.62%

7. Berdasarkan perhitungan untuk case 2 Turbine mempunyai


� d1 = - 0.53%

� d2 = 0

� d3 = 5.47%

� d4 = 0.13%

� SRm = 7.70 kg/hr/kwh

� SRc = 7.31 kg/hr/kwh

� Guarantee = 7.06 kg/hr/kwh


50


8. Berdasarkan perhitungan untuk case 2 Generator mempunyai


� d1 = 2.53%

� d2 = 0

� d3 = - 6.68%

� d4 = - 0.13%

� Pm = 63.1 MW

� Pc = 65.80 MW

� Manufacturer = 65.60 MW


9. Berdasarkan perhitungan untuk Cooling Tower mempunyai


� Adjuste Test GPM = 131 030.52 gpm

� Predicted Flow = 142 351.90 gpm

� Cooling Tower Capability = 92.05%

10. Berdasarkan perhitungan untuk Power Output mempunyai


� h1 = 2 717.9687 kJ/kg

� s1 = 9.712397 kJ/kg

� h2 = 2 148.089988 kJ/kg

� s2 = s1

� Dryness = 0.814167

� Adiabatic Head Drop = 569.878712 kJ/kg

� ELEP (h2’) = 2 240.068412 kJ/kg

� Dryness @ h2’ = 0.8527

� Spesific Volume = 10.060342 m3/kg

� Output Calculated = 62.56 MW

� Output Actual = 63.10 MW

51


BAB VII

PENUTUP

Demikianlah Laporan On Job Training ini dibuat, atas segala

kesempatan yang diberikan pada saya selaku mahasiswa Akamigas

Balongan yang melakukan Kerja Praktik (KP) di Chevron Geothermal

Salak selama satu bulan sangat mengucapkan terimakasih atas

segalanya, terutama kepada Allah SWT yang telah mempermudah

segalanya. Pengalaman ini sangat berharga dan berkesan, tentunya

hanya beberapa orang yang merasakan betapa bersahabatnya

Chevron terhadap Indonesia. Semua orang pasti akan melakukan

semaksimal mungkin ketika OJT di Chevron karena itu adalah mimpi

dan harapan besar. Selain dapat menambah wawasan dan ilmu

pengetahuan serta merupakan syarat kelulusan tetap yang paling

utama adalah pengalaman dari praktiklah kita benar-benar mendapat

ilmu.

Sekali lagi saya selaku penulis sekaligus, mengucapkan banyak

terima kasih kepada pihak yang membantu dalam penyelesaian

Laporan Kerja Praktik ini. Semoga Laporan ini menjadi langkah

awal yang lebih baik menuju masa depan yang lebih cerah dan

dapat bermanfaat bagi semua orang yang sedang mencari ilmu

secara umum dan khususnya yang bermimpi bekerja di Chevron

untuk Indonesia yang lebih maju. “Aamiin”.

Penyusun,

SUTIKNO ALAMSYAH

111201215


DAFTAR PUSTAKA

SAPTADJI, NENNY MIRYANI : TM-4261, Teknik Panas Bumi/ITB

DiPippo, R., 2005: Geothermal power plants: principle, application and case

study. Elsevier Science, Oxford, UK, 450 pp.

Hanifah Bagus Sulistyardi : Reports 2010 Pertamina Geothermal Energy BASIC

DESIGN OF LUMUT BALAI 2×55 MW GEOTHERMAL POWER PLANT,

INDONESIA

El-Wakil, M.M., 1984: Power plant technology. McGraw-Hill, Inc, USA, 859 pp.

Sofyan, Y., Daud, Y., Kamah, Y., Nishijima, J.,Fujimitsu, Y. and Ehara, S.

(2009), “Sustainable production plan in the geothermal energy development – a

case study of Kamojang Geothermal Field, Indonesia”.

Rafferty, K.D., and Culver, G., 1991: Heat exchanger. In: Lienau, P.J., and Lunis,

B.C. (editors), Geothermal direct use: engineering and design guidebook. Geo-

Heat Center, OIT, Oregon, USA,

247-254.

EFFICIENCY OF GEOTHERMAL POWER PLANTS: A WORLDWIDE

REVIEW Hyungsul Moon and Sadiq J. Zarrouk* Department of Engineering

Science, University of Auckland, New Zealand

www.chevron.com

www.wikipedia.com


LAMPIRAN


TURBINE - GENERATOR - COOLING TOWER PERFORMANCEUnit : #400

Date and Time : December 02, 2004Corrected Gross Steam Rate (SRc) - Turbine Performance Corrected Gross Output (Pc) - Generator Performance

SRc = SRm *( 1 - (d1+d2+d3+d4)/100) kg/kwh Pc = Pm * (1 - (d1+d2+d3+d4)/100), MWSRm = measured gross steam rate kg/hr/kwh Pm = average based on generator output, MW

d1 = Correction Factor of Turbine Inlet Pressure. Can be read from the inlet pressure correction curve or the formula can be input directly into the cell.

d2 = Correction Factor of Turbine Inlet Temperature, => assumed saturated condition = 0 %.

d3 = Correction Factor of Turbine Exhaust Pressure. Can be read from the exhaust pressure correction curve orthe formula can be input directly into the cell.

d4 = Correction Factor of NCG. Can be read from the exhaust NCG correction curve or the formula can be input directly into the cell.

Case 1a1 = Avg. Main Steam Pressure. (Taken from test data - Table 2) 6,05 Barga2 =Head Correction for PI 413. (Taken from test data - Table 12) 0,00 BargActual Main steam Pressure. ( a1 - a2 ) 6,05 Barg

(Converted from Barg to Bara ( + 0.86 )). 6,92 Bara-0,05 d1 (%) 0,230,00 d2 (%) 0,00

b1 =Barometer (Converted from Bara to in. Hg (X * 29.53) 0,86 25,47 in. Hgb2 =Manometer Avg at 4 basket tip probes (Taken from test data - Table 10) 21,91 in HgExhaust Pressure ( b1- b2 ) 3,55 in Hg

(Converted from inHg to mmHg (X / 0.03937)) 90,25 mm Hgd3 (%) 5,41 d3 (%) -6,60

Average NCG (%) (Taken from data test - Table 8) 1,765d4 (%) 0,13 d4 (%) -0,13

SRm ( kg/hr/kwh ) (Calculated from test data : steam flow (Table 3) / (Gen. Output (Table 1)) 7,70 kg/hr/kwhGuarantee ( kg/hr/kwh ) 7,06 kg/hr/kwh

SRc (kg/hr/kwh) 7,27 Pc (MW) 67,21Comparison 2,98 Comparison 2,45

97,02 102,45Case 2 - Using 4.2 % pressure loss from upstream st rainer to 1st stage

Average 1st stage Pressure (Taken from test data Table 3) 6,03 Barg(Converted from Barg to Bara (+0.86)) 6,89 Bara

Head Correction (Taken from test data Table 12) 6,79 BaraAdded 4.2 % (Corrected by addition of 4.2% from avg. 1st pressure) 7,07 Bara

d1 (%) -0,54 d1 (%) 2,58d2 (%) 0,00 d2 (%) 0,00d3 (%) 5,41 d3 (%) -6,60d4 (%) 0,13 d4 (%) -0,13

SRc (kg/kwh) 7,31 Pc (MW) 65,72Comparison 3,51 Comparison 0,19

96,49 100,19

Cooling Tower PerformanceDesign Fan BHP 171,20 BHPTest Fan BHP (Taken from test data Table 6) 147,07 BHPAdjusted test GPM { (Pitot tube flow cal.)*(design fan BHP/test fan BHP)^1/3 } 131.030,52 gpmDCS Test Fan BHP (Taken from test data Table 6) 147,07 BHPAdjusted test GPM { (Pitot tube flow cal.)*(design fan BHP/test fan BHP)^1/3 } 131.030,52 gpmTest Range = Hot Basin Temperature - Cold Water Out (Taken from test data Table 5 & Table 2) 19,82 oF

design flow Wet Bulb Range ( deg F ) Cold Wtrdeg F 12 16 19,6 24 (gpm) (o F)

90% 65,54 73,54 75,41 76,87 78,44 77,64 76,98 > Input the equation from the CT curve-1





Cooling Tower Outlet Taken from table 2 97,62 o FPredicted Flow (GPM) (Input the equation from the CT curve flow) 142.353,10 gpmPitot Tube Flow Calculation (Calculated : 1040*19.39028*0.786*Avg. of Sqrt Dp Vert. & Hor.) 124.560,88 gpmCooling Tower Capability 92,05 %

Cooling Tower Capability 92,05 %

d1 (%)d2 (%)


Turbine internal efficiency (manufacturer) 83,86 %Generator efficiency (manufacturer) 98,44 %Turbine mechanical looses (manufacturer) 430 kW (constant)

Inlet Pressure 6,92 barah1 2.762,97 kJ/kgs1 6,7123 kJ/kgK

Exhaust pressure 0,1203 baras2 6,7123 kJ/kgK dryness fraction of exhaust steam 0,8142h2 2.148,06 kJ/kg Adiabatic Heat drop 614,91 kj/kg

ELEP (h 2' ) 2.247,31 kj/kg

dryneess @ h2' 0,8558

Specific volume 10,06 m3/kg

Exhaust annulus area (manufacturer) 4 m2Inlet Steam flow 485.572 kg/hr

Exhaust Steam Velocity 170 m/s

Exhaust loss 13 kJ/kg

Output - calculated 66,60 MW

Output actual (based on meter) 63,10 MW

Calculation of Expansion Line End Point (ELEP)

POWER OUTPUT CALCULATIONUnit : #400

Date and Time : December 02, 2004

Output calculation


P vf vg hf hfg sf sfg

(bara)0,01 0,10002 129,208 29,3 2484,9 0,1059 8,86970,015 0,10007 87,98 54,71 2470,6 0,1957 8,63220,02 0,10013 67,004 73,48 2460 0,2607 8,46290,025 0,1002 54,254 88,49 2451,6 0,312 8,33110,03 0,10027 45,665 101,05 2444,5 0,3545 8,22310,035 39,48 112 2438 0,391 8,13

0,04 0,1004 34,8 121,46 2432,9 0,4226 8,052

0,045 31,14 130 2428 0,451 7,98

0,05 0,10053 28,192 137,82 2423,7 0,4764 7,9187

0,055 0,10058 25,769 144,95 2419,6 0,4997 7,8616

0,06 0,10064 23,739 151,53 2415,9 0,521 7,80940,065 0,10069 22,014 157,67 2412,4 0,5408 7,7613

0,07 0,10074 20,53 163,39 2409,1 0,5592 7,7167

0,075 0,10079 19,238 168,79 2406 0,5764 7,675

0,08 0,10084 18,103 173,88 2403,1 0,5926 7,6361

0,085 0,10089 17,099 178,69 2400,3 0,6079 7,59940,09 0,10094 16,203 183,29 2397,7 0,6224 7,5648

0,095 0,10098 15,399 187,65 2395,2 0,6362 7,5321

0,1 0,10102 14,674 191,83 2392,8 0,6493 7,50090,12 0,10119 12,361 206,92 2384,1 0,6963 7,390,14 0,10134 10,693 219,99 2376,6 0,7366 7,29590,16 0,10147 9,433 231,56 2369,9 0,772 7,2140,18 0,1016 8,445 241,95 2363,8 0,8035 7,14160,2 0,10172 7,649 251,4 2358,3 0,832 7,07660,3 0,10223 5,229 289,23 2336,1 0,9439 6,82470,4 0,10265 3,993 317,58 2319,2 1,0259 6,64410,5 0,103 3,24 340,49 2305,4 1,091 6,50290,55 0,10316 2,964 350,54 2299,3 1,1193 6,44220,6 0,10331 2,732 359,86 2293,6 1,1453 6,38670,65 0,10346 2,535 368,54 2288,3 1,1694 6,33540,7 0,1036 2,365 376,7 2283,3 1,1919 6,2878

0,75 0,10373 2,217 384,39 2278,6 1,213 6,2434

0,8 0,10386 2,087 391,66 2274,1 1,2329 6,20170,85 0,10398 1,972 398,57 2269,8 1,2517 6,16250,9 0,1041 1,869 405,15 2265,7 1,2695 6,12540,95 0,10421 1,777 411,43 2261,8 1,2864 6,09

1 0,10432 1,694 417,46 2258 1,3026 6,05681,5 0,10528 1,1593 467,11 2226,5 1,4336 5,78972 0,10605 0,8857 504,7 2201,9 1,53 5,5973 0,10732 0,6058 561,47 2163,8 1,6718 5,3214 0,10836 0,4625 604,74 2133,8 1,7766 5,11935 0,10926 0,3749 640,23 2108,3 1,8607 4,96066 0,11006 0,3517 670,56 2086,3 1,9312 4,82887 0,1108 0,2729 697,22 2066,3 1,9922 4,71588 0,11148 0,2404 721,11 2048 2,0462 4,61669 0,11212 0,215 742,83 2031,1 2,0946 4,52810 0,11273 0,1944 762,81 2015,3 2,1387 4,447811 0,1133 0,17753 781,34 2000,4 2,1792 4,374412 0,11385 0,16333 798,65 1986,2 2,2166 4,306713 0,11438 0,15125 814,93 1972,7 2,2515 4,243814 0,11489 0,14084 830,3 1959,7 2,2842 4,18515 0,11539 0,1317 844,89 1947,3 2,315 4,129816 0,11587 0,1238 858,79 1935,2 2,3442 4,077617 0,11634 0,11673 872,06 1923,6 2,3718 4,028218 0,11679 0,11042 884,79 1912,4 2,3981 3,981219 0,11724 0,10475 897,02 1901,4 2,4233 3,936420 0,11767 0,9963 908,79 1890,7 2,4474 3,893522 0,11852 0,9073 931,14 1870,2 2,4927 3,812924 0,11933 0,08159 952,09 1850,5 2,5347 3,738226 0,12013 0,0762 971,85 1831,6 2,574 3,668528 0,1209 0,07145 990,59 1813,4 2,6109 3,60330 0,12165 0,06668 1008,42 1795,7 2,6457 3,5412

STEAM TABLE AT SATURATED

(m3/kg) (kJ/kg) (kJ/kg)


y = -0,133x2 + 26,44x - 1164,

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

76,00 77,00 78,00 79,00 80,00 81,00 82,00 83,00 84,00 85,00 86,00

Cap

acit

y (G

PM

)

Cold Water (o F)

Fig. 2Cooling Tower Predicted Flow

y = -0,006x2 + 0,658x + 66,64

y = -0,007x2 + 0,709x + 67,13

y = -0,010x2 + 0,877x + 66,77

y = -0,011x2 + 0,934x + 67,23

y = -0,013x2 + 1,089x + 67,42

72,00

74,00

76,00

78,00

80,00

82,00

84,00

86,00

88,00

10 12 14 16 18 20 22 24

Cold Water (o F)

Range (o F)

Fig. 1Cooling Tower Predicted Performance

90% 100% 110% 117% 129%Poly. (90%) Poly. (100%) Poly. (110%) Poly. (117%) Poly. (129%)


Descriptor: LOC - XXXX

Lab Number: 3728RI-7

Sample Gas/Steam Ratio (ft3/lb): 0,1767Sample Gas/Steam Ratio (moles /106 moles H2O): 9034Sample Gas/Steam Ratio (ppm by Weight): 20918Percent Air1 in Sample: 0,057STP mls of Air1 in Sample: 1,11Total Weight of Condensate (grams): 175Initial Headspace Pressure (psia @ STP): 4,13

Dry Gas Moles per 106 Parts per MillionGas % by Volume Moles Water by Weight

Water Vapor N/A N/A 9,79E+05Carbon Dioxide 9,34E+01 8,44E+03 2,02E+04Hydrogen Sulfide 3,01E+00 2,72E+02 5,04E+02Ammonia 3,52E-01 3,18E+01 2,95E+01Argon 2,16E-03 1,95E-01 4,25E-01Nitrogen 5,65E-01 5,10E+01 7,77E+01Methane 1,36E+00 1,22E+02 1,07E+02Hydrogen 1,31E+00 1,19E+02 1,30E+01

1. Air content based on Oxygen determination

NCG Content

Kondisi Steam dan Kurva Enropi terhadap Entalpi Pada kondisi Single Flash

OJT / KP Chevron Geothermal Salak

Engineering

Transcript of OJT / KP Chevron Geothermal Salak