Abstrak—Salah  satu  industri  yang  menerapkan  sistem kogenerasi  adalah  PT.  Ajinomoto  Indonesia  (PT  AI)  yang berlokasi  di  kabupaten  Mojokerto.  Pembangkit  kogenerasi yang terdapat di PT AI yaitu pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU)    yang  memproduksi  listrik  sebesar  12  MW  dan dilengkapi 3 coal boiler untuk memenuhi kebutuhan uap dalam proses industri sebesar 100 Ton/h. Pembangkit kogenerasi yang terdapat  di  PT  AI  belum  pernah  dilakukan  modifikasi  untuk mendapatkan efisiensi pembangkit yang lebih tinggi. Oleh sebab itu  maka  perlu  dilakukan  perhitungan  ulang  efisiensi pembangkit kogenerasi serta melakukan modifikasi pembangkit kogenerasi di PT AI menggunakan Software Cycle tempo.  Hal  ini  dikarenakan  perhitungan  dan  modifikasi menggunakan  Software  Cycle  tempo  dinilai  lebih  mudah  dan efektif. Penelitian ini dilakukan dengan beberapa tahapan. Pada tahapan awal dilakukan identifikasi masalah dengan melakukan studi lapangan di PT AI. Dari masalah yang didapat kemudian  dilakukan  simulasi  pemodelan  pembangkit  dalam kondisi existing. Setelah itu, dilakukan simulasi tiga pemodelan pembangkit  dalam  kondisi  yang  telah  dimodifikasi  yaitu  pada pemodelan pertama modifikasi dilakukan dengan menghilangkan  komponen  coal  boiler,  pemodelan  kedua modifikasi  dilakukan  dengan  menambahkan  Preheater  dan pemodelan  ketiga  modifikasi  dilakukan  dengan  mengganti komponen superheater 1 menjadi reheater. Dari masing-masing pemodelan  didapatkan  hasil  berupa  nett  power,  dan  masukan kalor. Hasil dari pemodelan dalam kondisi existing dan sesudah dimodifikasi  ini  kemudian  diolah  untuk  mendapatkan  nilai efisiensi  pembangkit  dari  masing-masing  pemodelan  yang selanjutnya dibandingkan dan dilakukan analisa. Berdasarkan simulasi Software Cycle tempo yang dilakukan pada laju aliran massa uap yang  sama  untuk  proses  industri,  didapatkan  hasil efisiensi  pembangkit  kogenerasi  PT  AI  pada  kondisi  existing, modifikasi  penghilangan  coal  boiler,  penambahan  Preheater, dan penggantian superheater 1 menjadi reheater berturut-turut sebesar 69,34%; 87,44%; 69,36 dan 70,18%.
Kata  Kunci—Coal  boiler,  Efisiensi,  Kogenerasi,  Preheater, Reheater.

## I. PENDAHULUAN
EBUTUHAN konsumsi energi ( energy demand ) pada sektor  industri  di  Indonesia  terus  meningkat  setiap tahunnya. Berdasarkan Outlook Energi Indonesia 2016, dari jumlah energy demand pada tahun 2015 sebesar 60 juta Tons oil  equivalent  (TOE)  diproyeksikan  akan  menglalami kenaikan menjadi 87 juta TOE pada tahun 2025 dan 266 juta TOE pada tahun 2050[1].
Penggunaan  energi  dari  sektor  industri  yang  terus meningkat  harus diimbangi dengan upaya konservasi energi pada sektor tersebut. Salah satu solusi yang dicanangkan oleh Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi (EBTKE) dalam upaya konservasi energi pada sektor
industri  adalah  penggunaan  teknologi  proses  yang  hemat energi.  Salah  satu  contohnya  adalah  dengan  menggunakan cogeneration atau  teknologi combined  heat  and  power (CHP).
Kogenerasi  ( cogeneration )  adalah  penggunaan  suatu sumber  energi  untuk  menghasilkan  tenaga  dua  jenis  energi pada saat bersamaan (energi panas dan mekanik). Teknologi Kogenerasi  memiliki  prospek  yang  menarik  karena  dapat meningkatkan  diversitas  aplikasi  energi,  mengurangi  emisi pada lingkungan dan berbagai keuntungan ekonomi lainnya.
Salah  satu  industri  yang  menerapkan  sistem  kogenerasi adalah  PT.  Ajinomoto  Indonesia  (PT  AI)  yang  berlokasi  di kabupaten Mojokerto. Pembangkit kogenerasi yang terdapat di PT AI yaitu pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) yang memproduksi  listrik sebesar 12 MW dan dilengkapi 3 coal  boiler untuk  memenuhi  kebutuhan  uap  dalam  proses industri  sebesar  100  Ton/h.  Pembangkit  kogenerasi  yang terdapat di PT AI belum pernah dilakukan modifikasi untuk mendapatkan  efisiensi  pembangkit  yang  lebih  tinggi. Berdasarkan  hal  tersebut,  penelitian  ini  bertujuan  untuk mengetahui  nilai  efisiensi  pembangkit  kogenerasi  PT  AI (kondisi Existing )  serta  mengetahui  pengaruh  modifikasi penghilangan komponen coal boiler , penambahan Preheater dan penggantian komponen superheater 1 menjadi reheater terhadap efisiensi pembangkit dari hasil simulasi menggunakan Software Cycle tempo .  Penggunaan Software Cycle  tempo dipilih  dalam  melakukan  simulasi  ini  karena dinilai lebih mudah dan efektif.

## II.  URAIAN PENELITIAN

## A. Objek Penelitian
Objek  pada  penelitian  ini  adalah  pembangkit  kogenerasi milik  PT  Ajinomoto  Indonesia  (AI)  yang  berlokasi  di kabupaten Mojokerto dengan kapasitas maksimal sekitar 12 MW produksi listrik dan 100 ton/h produksi uap. Pembangkit kogenerasi  milik  PT  AI  menggunakan  bahan  bakar natural gas untuk PLTG dan HRSG serta mengguanakan bahan bakar

## Studi Modifikasi Pembangkit Listrik Siklus Ganda Cogeneration Menggunakan Software Cycle tempo
Sri Wahyuni Widiyaningtias dan Atok Setiyawan Departemen Teknik Mesin,Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : atok.setiyawan@gmail.com
K
Gambar 1. Model pembangkit kogenerasi PT AI.
batu  bara  untuk  boiler  tambahan.  Listrik  diproduksi  oleh PLTG dan PLTU, uap untuk proses industri diproduksi oleh HRSG dan Coal boiler (boiler tambahan).
B. Pengumpulan Data
Dari studi literatur dan observasi mengenai pembangkit kogenerasi, dilakukan pengambilan data pada kogenerasi PT. Ajinomoto Indonesia. Data yang diambil adalah data aktual harian pada satu titik waktu. Data tersebut kemudian diolah untuk melengkapi data-data lain yang tidak diketahui.

## C. Pemodelan Simulasi
Dari data yang didapat akan dibuat pemodelan dengan menggunakan Software  Cycle  tempo  5.0. Berikut  rencana pemodelan simulasi pembangkit kogenerasi PT AI
Pemodelan  pertama  yang  dibuat  yaitu  pada  kondisi existing . Setelah itu memasukkan data properties pada setiap komponen. Jika running cycle telah berhasil ( error = 0 ) [2], maka akan didapat nilai nett power dan masukan kalor. Untuk dapat  melakukan running siklus,  sistem  pembangkit dimodelkan  terpisah  antara  sisi  PLTG  dan  PLTU  dengan
Tabel 1. Data Properties setiap komponen KOMPONEN PARAMETER INPUT COMPRESSOR UDARA P in 1 bar P out 13 bar T in 32 C T out 359 C COMBUSTOR T out 1000 C LHV 48097 KJ/Kg massflow fuel 0,38 Kg/s GAS TURBIN T in 1000 C T out 500 C power 5680
KW ADDITIONAL BURNER massflow fuel 0,757 Kg/s LHV 48097 KJ/Kg HP SH 2 T in fluegass 900 C T out steam 450 C HP SH 1 - EVAPORATOR - ECONOMIZER T in fluegass 213 C T in water 84 C DRUM P drum 59 bar STACK T stack 103 C STEAM TURBINE P in 56 bar P out 3.5 bar Flow main steam 15,278 Kg/s T out 194 C power 6,8 MW COAL BOILER massflow steam 12.5 Kg/s m coal 1,3 Kg/s P out 3.5 bar LHV 24610 KJ/Kg T out 138,9 C PUMP P in 3,5 bar T in 40 C P out 7 bar T out 40 C HEAT EXCHANGER T in 40 C T out 62 C DEAERATOR P in 7 bar P out 7 bar T out 76 C BFP P in 7 bar T in 76 C P out 59 bar T out 84 C PROSES INDUSTRI m in 27,78 Kg/s m out 15,278 Kg/s T in 138,9 C T out 80 C P in 3,5 bar P out 3,5 bar Tabel 2. Data Properties setiap komponen No Komponen Spesifikasi 1 Turbin Gas Merk : Kawasaki Capasitas : 6000 Kwe 2 HRSG Merk : Aalborg Capasitas : 56 Ton/h Superheat ed Steam
3
Turbin Uap
Merk : Shin Nippon
Capasitas : 6800 Kwe
Gambar 2. Bagan rencana pemodelan pembangkit kogenerasi pada software Cycle Tempo.
Gambar 3. Pemodelan pembangkit existing sisi PLTG
Gambar 4. Pemodelan pembangkit existing sisi PLTU.
Gambar 5. Hasil running siklus yang telah berhasil.
catatan  keluaran  dari  sisi  PLTG  menjadi  masukan  dari  sisi PLTU.
Setelah  membuat  pemodelan  dan running pada  kondisi existing ,  kemudian  melakukan  modifikasi  dengan  membuat tiga  pemodelan  yaitu  modifikasi  dengan  menghilangkan komponen coal  boiler ,  modifikasi  dengan  menambahkan Preheater dan  modifikasi  dengan  mengganti  komponen superheater  1 menjadi reheater .  Setelah  itu  memasukkan data properties pada  setiap  komponen  sesuai  modifikasi masing-masing. Jika running c ycle telah berhasil ( error = 0 ), maka akan didapat nilai nett power dan masukan kalor . Data nett power dan masukan kalor dari hasil simulasi kemudian  diolah  untuk  mendapatkan  nilai  efisiensi pembangkit dalam kondisi existing maupun modifikasi.

## D. Analisa dan Validasi
Dari hasil simulasi pada kondisi existing dilakukan validasi yaitu  dengan  membandingkan  hasil  simulasi  dengan  hasil perhitungan secara termodinamika untuk membuktikan hasil simulasi merupakan hasil yang valid.
Perhitungan  efisiensi  pembangkit  secara  termodinamika menggunakan persamaan : 𝜂 = 𝑑𝑒𝑠𝑖𝑟𝑒𝑑 𝑂𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡 ̇ 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 [3] 𝜂 = 𝑊̇ GT+𝑊̇ ST+ 𝑄 ̇ proses−𝑊 ̇ comp−𝑊 𝑝𝑢𝑚𝑝 ̇ 𝑄𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑜𝑟+ ̇ 𝑄𝑏𝑢𝑟𝑛𝑒𝑟 ̇ +𝑄𝑐𝑜𝑎𝑙 𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟 [3] Untuk dapat menghitung efisiensi pembangkit menggunakan  persamaan  di  atas,  maka  harus  melakukan perhitungan daya pada tiap komponen turbin gas, turbin uap, kompresor  udara, boiler  feed  pump , feed  water  pump ,  dan perhitungan  kalor  proses  produksi  serta  melakukan perhitungan kebutuhan kalor pada tiap komponen combustor , burner , dan coal boiler . Berikut merupakan persamaan yang digunakan dalam perhitungan daya dan kebutuhan kalor Perhitungan daya turbin gas
𝑊̇ GT = ṁ fluegass . (h in – h out ) [3]
Perhitungan daya turbin uap 𝑊̇ ST = ṁ steam . (h in – h out ) [3]
Perhitungan daya kompresor udara
𝑊̇comp = ṁ udara . (h out – h in ) [3]
Perhitungan daya proses produksi Ẇproses = (ṁ steam . (h in - h out )) – (ṁ water . h out ) [3]
Perhitungan kebutuhan kalor combustor 𝑄 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑜𝑟 = ṁ fuel combust . LHV [3]
Perhitungan kebutuhan kalor burner 𝑄 𝑏𝑢𝑟𝑛𝑒𝑟 = ṁ fuel burner . LHV [3]
Perhitungan kebutuhan kalor coal boiler 𝑄 𝑐𝑜𝑎𝑙 𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟 = ṁ coal . LHV [3]
Setelah  itu  melakukan  validasi,  kemudian  untuk  hasil simulasi  pada  kondisi  modifikasi  dilakukan  analisa  dengan membandingkan  hasil  simulasi  pada  kondisi  modifikasi dengan hasil simulasi pada kondisi existing .

## III. HASIL DAN ANALISA
Setelah  melakukan  simulasi  pembangkit  pada  kondisi existing diperoleh hasil berupa nett power dan masukan kalor yang  selanjutnya  diolah  untuk  mendapatkan  efisiensi pembangkit.  Selain  hitu  juga  terdapat  hasil  berupa  T-s diagram  yang  digunakan  untuk  menganalisa  sistem pembangkit berdasarkan tingkat keadaan.

## A. Hasil Simulasi Pembangkit Kondisi Existing
Berikut  merupakan  hasil  analisa  T-s  diagram  untuk pembangkit kondisi existing T-s diagram untuk PLTG dimulai dari state a yaitu udara dengan  tekanan  1  atm  dan  temperatur  32°C  kemudian
Gambar 6. Pemodelan pembangkit modifikasi tanpa coal boiler .
Gambar  7.  Pemodelan  pembangkit  modifikasi  penambahan Preheater.
Gambar  8.  Pemodelan  pembangkit  modifikasi  penggantian superheater 1 menjadi reheater .
dikompresi oleh kompresor udara hingga state b yaitu pada tekanan  13  bar  dan  temperatur  359°C.  Kemudian  udara dibakar  di  ruang  bakar  hingga  temperatur  1000°C  dan dialirkan ke turbin gas untuk diekspansi hingga tekanan 1,13 bar. Fluegass yang  keluar  dari  turbin  gas  selanjutnya bercampur  dengan fluegass dari burner hingga  temperatur 900°C dan dialirkan untuk memanaskan HRSG.
T-s  diagram  untuk  PLTU  dimulai  dari state 1  yaitu  uap superheat dengan  temperatur  450°C  dan  tekanan  56  bar memasuki  turbin  uap  dan  diekspansi  hingga state 3  dan sebagian uap dialirkan ke deaerator pada state 2.  Pada state 3  uap  hasil  ekspansi  turbin uap  bercampur  dengan uap  dari coal boiler ( state 4a-3) digunakan untuk memanaskan proses sehingga  uap  akan  terkondensasi  secara  alami  menjadi  cair saat  keluar  dari  proses  produksi  yaitu  pada state 4. Selanjutnya  air  dipompa  oleh pump hingga  tekanan  7  bar pada state 5. air dipanaskan oleh heat exchanger hingga state 6 pada temperatur 62°C. Kemudian air memasuki deaerator dan  dipanaskan  hingga  temperatur  76°C  pada state 7.  air dipompa  oleh  BFP  hingga  tekanan  56  bar  dan  temperatur 84°C  pada state 9  dan  masuk  ke  dalam  HRSG  untuk dipanaskan hingga temperatur 450°C pada state 1
Dari  tabel  tersebut  dapat  dilihat  bahwa  hasil  simulasi software cycle  tempo untuk  pemodelan  pembangkit kogenerasi  PT  AI  pada  kondisi existing memiliki  efisiensi sebesar  69,34%.  Hasil  perhitungan  secara  termodinamika yang memiliki nilai efisiensi pembangkit kogenerasi sebesar 71,35%. Terdapat gap atau error sebesar 2,82% antara kedua
nilai  tersebut.  Hal  tersebut  dikarenakan  pada  simulasi terdapat  asumsi-asumsi  yang  menyebabkan  kondisi  tidak sama  persis  seperti  keadaan  di  lapangan  sehingga  terdapat perbedaan  antara  hasil  simulasi  dengan  hasil  perhitungan secara termodinamika.
Jika  ditinjau  dari  nilai  efisiensi combined  cycle (tanpa kogenerasi)  hasil  simulasi  menunjukkan  efisiensi  sebesar 16,24% dan hasil perhitungan menunjukkan efisiensi sebesar 17,35%.  Dibandingkan  dengan  nilai  efisiensi  pembangkit kogenerasi  efisiensi  pembangkit combined  cycle (tanpa kogenerasi)  jauh  lebih  kecil  nilainya  yaitu  16,24% dibandingkan 69,34%. Hal ini dikarenakan pembangkit ini di desain  untuk  menghasilkan  produksi  uap  sebagai  produk utama.  Berbeda  dengan  pembangkit combined  cycle pada umumnya yang di desain untuk menghasilkan listrik sebagai produk  utama  sehingga  daya  listrik  yang  dihasilkan dihasilkan  pembangkit  PT  AI  lebih  kecil  dibandingkan dengan  kebutuhan  bahan  bakar.  oleh  sebab  itu  efisiensi pembangkin combine  cycle lebih  kecil  jika  dibandingkan dengan efisiensi pembangkit kogenerasi.
Gambar 9. T-s diagram pembangkit kondisi existing sisi PLTG.
Gambar  10.  A)  tingkat  keadaan  pada  model  sistem  pembangkit existing sisi  PLTU.  B)  T-s  diagram  pembangkit  kondisi existing sisi PLTU.
Tabel 3. Hasil simulasi dan validasi pembangkit kondisi existing No Parameter Simulasi Software Perhitu- ngan Termo- dinamika Error (%) 1 Daya Gas turbine (KW) 5240,48 5775,21 9,26 2 Daya Steam turbine (KW) 6961,51 6982,05 0,29 3 Daya Air compressor (KW) 2702,26 2686,64 0,58 4 Daya BFP (KW) 611,54 576,13 5,79 5 Daya Feed water pump (KW) 5,27 5,35 1,45 6 Qin Combustor (KW) 18275,16 18276,86 0 7 Qin Burner (KW) 36406,04 36409,43 0,01 8 Qin Coal boiler (KW) 32470,46 31993,00 1,47 9 Q proses industri (KW) 51547 52358,95 1,55 10 Efisiensi CC (%) 16,24 17,35 6,38 11 Efisiensi CC Cogeneration (%) 69,34 71,35 2,82
Gambar  11.  A)  tingkat  keadaan  pada  model  sistem  pembangkit modifikasi  penghilangan coal  boiler sisi  PLTU.  B)  T-s  diagram pembangkit kondisi modifikasi penghilangan coal boiler sisi PLTU.

## B. Hasil  Simulasi  Pembangkit  Kondisi  Modifikasi Penghilangan Coal boiler
T-s diagram untuk PLTG sama dengan T-s diagram PLTG pada  kondisi existing .  Hal  ini  dikarenakan  tidak  banyak perubahan  pada  tekanan  dan  temperatur,  hanya massflow fluegass yang berubah sehingga T-s digram tetap sama. T-s  diagram  untuk  PLTU  tanpa coal  boiler hampir  sama dengan  T-s  diagram  PLTU  pada  kondisi existing .  Hal  ini dikarenakan  tingkat  keadaan  di  setiap state sama.  Yang membedakan adalah tidak ada state 4a-3 yaitu produksi uap oleh coal boiler .
Dari  tabel  tersebut  dapat  dilihat  bahwa  hasil  simulasi software cycle  tempo untuk  pemodelan  pembangkit kogenerasi PT AI pada kondisi modifikasi tanpa coal boiler memiliki efisiensi sebesar 87,44%. Jika dibandingkan dengan hasil  simulasi existing maka  nilai  efisiensi  pembangkit kogenerasi  pada  kondisi  modifikasi  tanpa coal  boiler lebih besar 18,1%. Hal tersebut dikarenakan peningkatan daya oleh turbin  gas  dan  turbin  uap  jauh  lebih  besar  dibandingkan peningkatan  kebutuhan  kalor  untuk  memanaskan  HRSG. Artinya pembagkit kogenerasi tanpa coal boiler lebih efisien dibanding  pembangkit  kogenerasi  dengan coal  boiler . Namun,  modifikasi  ini  dapat  dilakukan  jika  melakukan pembangunan  ulang  design  pembangkit  yang  dapat menghabiskan biaya yang besar.
Jika  ditinjau  dari  efisiensi  pembangkit combined  cycle (tanpa  kogenerasi)  maka  pembangkit combine  cycle tanpa coal boiler memiliki efisiensi lebih tinggi jika dibandingkan dengan  pembangkit combine  cycle tanpa coal  boiler yaitu 58,91%  dibanding  16,24%.  Hal  tersebut  dikarenakan  pada pembangkit combine  cycle (tanpa coal  boiler )  memiliki peningkata  produksi  listrik  oleh  turbin  gas  dan  turbin  uap
seiring  dengan  bertambahnya massflow bahan  bakar  dan massflow uap sehingga pembangkit tanpa coal boiler mampu memproduksi  listrik  yang  lebih  besar.  Sedangkan  pada pembangkit combine  cycle kondisi existing tidak  terjadi peningkatan produksi listrik oleh turbin gas dan turbin uap.

## C. Hasil  Simulasi  Pembangkit  Kondisi  Modifikasi Penambahan Preheater
T-s diagram untuk PLTG sama dengan T-s diagram PLTG sebelumnya.  Hal  ini  dikarenakan  tidak  ada  data  masukan yang  berubah  sehingga  T-s  digram  dan  hasil  simulasinya tetap sama untuk PLTG.
T-s diagram untuk PLTU dengan penambahan Preheater secara umum hampir sama dengan T-s diagram PLTU pada kondisi existing . Namun, terdapat 9 state pada pemodelan ini. Pada state 8  hingga state 9  terjadi  proses  pemanasan feed water oleh Preheater .
Dari  tabel  tersebut  dapat  dilihat  bahwa  hasil  simulasi software cycle  tempo untuk  pemodelan  pembangkit kogenerasi  PT  AI  pada  kondisi  modifikasi  dengan penambahan Preheater memiliki  efisiensi  sebesar  69,36%. Jika dibandingkan dengan nilai efisiensi pemodelan kondisi existing terdapat  peningkatan  nilai  efisiensi  yaitu  sebesar 0,02%.  Peningkatan  tersebut  sangat  kecil  sehingga penambahan  komponen Preheater tidak  memberikan pengaruh yang signifikan terhadap nilai efisiensi pembangkit. Hal tersebut karena meskipun Preheater dapat meringankan beban  economizer  dalam  memanaskan  feedwater  namun temperatur  uap  yang  dihasilkan  HRSG  hanya  meningkat sebesar  0,1°C  sehingga  peningkatan  daya  yang  dihasilkan turbin uap sangat kecil.
Modifikasi dengan penambahan Preheater tidak dianjurkan  karena  hanya  dapat  meningkatankan  efisiensi yang sangat kecil. Hal ini tidak sebanding dengan biaya yang dikeluarkan untuk menambah komponen Preheater .
Tabel 4. Hasil simulasi pembangkit kondisi modifikasi tanpa coal boiler No Parameter Tanpa Coal boiler Existing 1 Daya Gas turbine (KW) 116180 5240,48 2 Daya Steam turbine (KW) 12658,1 6961,51 3 Daya Air compressor (KW) 21280,3 2702,26 4 Daya BFP (KW) 1100,85 611,54 5 Daya Feed water pump (KW) 9,58 5,27 6 Qin Combustor (KW) 144278 18275,16 7 Qin Burner (KW) 36406 36406,04 8 Qin Boiler (KW) 0 32470,46 9 Q proses industri (KW) 51547 51547 10 Efisiensi CC (%) 58,91 16,24 11 Effisiensi CC Cogeneration (%) 87,44 69,34 Tabel 5. Hasil simulasi pembangkit kondisi modifikasi penambahan Preheater No Parameter Dengan Preheater Existing 1 Daya Gas turbine (KW) 5240,48 5240,48 2 Daya Steam turbine (KW) 6977,4 6961,51 3 Daya Air compressor (KW) 2702,26 2702,26 4 Daya BFP (KW) 611,54 611,54 5 Daya Feed water pump (KW) 5,27 5,27 6 Qin Combustor (KW) 18275,16 18275,16 7 Qin Burner (KW) 36406,04 36406,04 8 Qin Coal boiler (KW) 32470,46 32470,46 9 Q proses industri (KW) 51547 51547 10 Efisiensi CC (%) 16,27 16,24 11 Efisiensi CC Cogeneration (%) 69,36 69,34 Gambar  12.  A)  tingkat  keadaan  pada  model  sistem pembangkit modifikasi penambahan Preheater sisi PLTU. B)  T-s  diagram  pembangkit  kondisi  modifikasi penambahan Preheater sisi PLTU.

## D. Hasil  Simulasi  Pembangkit  Kondisi  Modifikasi Penggantian Superheater 1 menjadi Reheater
T-s diagram untuk PLTG sama dengan T-s diagram PLTG sebelumnya.  Hal  ini  dikarenakan  tidak  ada  data  masukan yang  berubah  sehingga  T-s  digram  dan  hasil  simulasinya tetap sama untuk PLTG
T-s  diagram  dimulai  dari state 1  yaitu  uap superheat dengan  temperatur  450°C  dan  tekanan  56  bar  memasuki turbin uap 1 dan diekspansi hingga state 2 dengan tekanan 30 bar dan temperatur 369,62°C. Setelah itu uap yang keluar dari turbin uap 1 dialirkan ke reheater untuk dipanaskan kembali hingga  temperatur  380,92°C  pada state 3.  Setelah  itu  uap dialirkan kembali ke turbin uap 2 untuk diekspansikan hingga state 5.  Sebagian  uap  dialirkan  ke deaerator yaitu state 4 untuk  memanaskan feed  water dan  selebihnya  masuk  ke dalam  proses  produksi  pada state 5.  Pada state 5  uap  hasil ekspansi  turbin  uap  bercampur  dengan  uap  hasil  produksi coal boiler ( state 6a-5) digunakan untuk memanaskan produk sehingga uap akan terkondensasi secara alami hingga berubah fasa menjadi cair saat keluar dari proses produksi yaitu pada state 6. Selanjutnya air ( feed water ) dipompa oleh feed water pump hingga  tekanan  7  bar  pada state 7. Feed  water dipanaskan  oleh heat  exchanger hingga state 8  pada temperatur 62°C. Kemudian feed water memasuki deaerator dan  dipanaskan  hingga  temperatur  76°C  pada state 9. Feedwater  dipompa  oleh  BFP  hingga  tekanan  56  bar  dan temperatur  84°C  pada state 10  dan  masuk  ke  dalam  HRSG untuk dipanaskan hingga temperatur 450°C pada state 1.
Dari  tabel  tersebut  dapat  dilihat  bahwa  hasil  simulasi software cycle  tempo untuk  pemodelan  pembangkit kogenerasi  PT  AI  pada  kondisi  modifikasi  dengan penggantian  komponen superheater  1 menjadi reheater memiliki efisiensi sebesar 70,18%. Jika dibandingkan dengan nilai  efisiensi  pemodelan  kondisi existing yang  memiliki
efisiensi  sebesar  69,34%  maka  terdapat  kenaikan  yaitu sebesar  0,84%.  Hal  tersebut  berarti  bahwa  penggantian komponen superheater  1 menjadi reheater memberikan pengaruh yang baik terhadap nilai efisiensi pembangkit. Hal tersebut  karena reheater mampu  memanaskan  kembali  uap keluaran dari turbin uap 1 dari temperatur 369,62°C menjadi 380,92°C  sehingga  memiliki  temperatur  dan  entalphy  yang lebih  tinggi  untuk  diekspansikan  kembali  di  turbin  uap  2. Peningkatan daya yang dihasilkan oleh turbin uap terjadi dari 6961,51  KW  menjadi  7697,19  KW.  Hal  ini  menjadi  faktor utama  kenaikan  nilai  efisiensi  pada  pemodelan  ini. Penggantian  komponen superheater  1 menjadi reheater mengharuskan  penambahan  komponen  turbin  uap  tekanan rendah  untuk  membantu  peningkatan  daya.  Namun  hal tersebut  tidak  menjadi  maslah  karena  sistem  secara keseluruhan tidak berubah. Turbin gas, turbin uap, dan HRSG tetap pada spesifikasi yang sama sehingga modifikasi dengan penggantian superheater  1 menjadi reheater perlu  untuk diterapkan pada pembangkit kogenerasi PT AI.

## IV. KESIMPULAN
1) Pada  kondisi existing memiliki  nilai  efisiensi  sebesar 69,34%.
2) Pada  kondisi  modifikasi  tanpa coal  boiler (teoritis) memiliki nilai efisiensi sebesar 87,44%.
3) Pada kondisi modifikasi dengan penambahan komponen Preheater memiliki nilai efisiensi sebesar 69,36%.
4) Pada  kondisi  modifikasi  dengan  penggantian  komponen superheater  1 menjadi reheater memiliki  nilai  efisiensi sebesar 70,18%.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] ESDM, “Indonesia Energi Outlook 2016.” 2016.
[2] Cycle  Tempo,  “A  program  for  thermodynamic  modeling  and optimization of energy conversion systems,” p. 150.
[3] M.  J.  Moran  and  H.  N.  Shapiro, Fundamentals  of  Engineering Thermodynamics, 5th Edition , vol. 181, no. 4615. 2006.
Gambar  13.  A)  tingkat  keadaan  pada  model  sistem  pembangkit modifikasi penggantian superheater 1 menjadi reheater sisi PLTU. B) T-s diagram pembangkit kondisi modifikasi penggantian superheater 1 menjadi reheater sisi PLTU.
Tabel 6. Hasil simulasi pembangkit kondisi modifikasi penggantian
superheater 1 menjadi reheater No Parameter Tambah Reheater Existing 1 Daya Gas turbine (KW) 5240,48 5240,48 2 Daya Steam turbine (KW) 7697,19 6961,51 3 Daya Air compressor (KW) 2702,26 2702,26 4 Daya BFP (KW) 611,54 611,54 5 Daya Feed water pump (KW) 5,27 5,27 6 Qin Combustor (KW) 18275,16 18275,16 7 Qin Burner (KW) 36406,04 36406,04 8 Qin Boiler (KW) 32470,46 32470,46 9 Q proses industri (KW) 51547 51547 10 Efisiensi CC (%) 17,59 16,24 11 Effisiensi CC Cogeneration (%) 70,18 69,34