Abstrak — Pembangkit  listrik modern memiliki setidaknya satu tahap reheat  dalam  pengoperasiannya.  Pada  siklus  reheat,  rasio  reheat pressure  dengan main steam  pressure  dapat berpengaruh  terhadap performa  pembangkit.  Penelitian mengenai pengaruh rasio  reheat pressure  dengan main steam pressure  ini dilakukan dengan analisis termodinamika  yang  dibantu  dengan  pemodelan  dan  simulasi menggunakan  perangkat  lunak  Cycle-Tempo  5.1.  Pemodelan dilakukan  dengan  memodelkan  pembangkit  listrik  sub-critical berkapasitas  660  MW berdasarkan  data  design pada  heat balance diagram. Dan variasi rasio yang dilakukan dimulai dari rasio 15%, berlanjut pada rasio 18%, 20%, 25%, 28%, 30%, dan 35%. Hasil dari penelitian ini menunjukkan  bahwa  rasio  reheat  pressure  dengan main  steam  pressure  akan  mempengaruhi  daya  yang  dihasilkan pembangkit  serta  energi  panas  yang  dibutuhkan  boiler  untuk memanaskan  fluida  kerja.  Sehingga  dibutuhkan  titik  optimum dimana menghasilkan keuntungan yang maksimal dari kedua faktor tersebut.  Titik  optimum  untuk  pembangkit  ideal  reheat  (teoritis) berada  pada  rasio  22.96%  dan  untuk  pembangkit  reheat- regenerative  (pembangkit  kompleks)  berada  pada  rasio  30%. Pergeseran  titik  optimum  ini disebabkan  karena  adanya  batasan variasi tekanan reheat pada pembangkit kompleks oleh tekanan uap ekstraksi  yang menyuplai panas untuk komponen feedwater  heater. Hasil lain dari penelitian ini menunjukkan bahwa penerapan siklus reheat-regenerative  pada  pembangkit,  dapat  menurunkan  net turbine cycle heat rate secara  drastis  sebesar  1216.47 kJ/kWh.
Kata Kunci—Reheat pressure,  rasio optimum, net turbine cycle heat rate,  net plant efficiency.

## I. PENDAHULUAN
EMBANGKIT  listrik  tenaga  uap  (PLTU),  merupakan pembangkit  listrik  yang  paling  banyak  digunakan  untuk memenuhi  kebutuhan listrik  di Indonesia. Pada akhir Desember 2015,  total  kapasitas  terpasang dan  jumlah  unit  pembangkit PLN  (Holding dan Anak Perusahaan) mencapai 40,265.26  MW dan  5,218  unit,  dengan prosentase kapasitas terpasang untuk PLTU  sebesar 21,087.15  MW atau 52.37%  dari total kapasitas terpasang [1].  Oleh  karena  itu,  performa  pembangkit  listrik menjadi  faktor  krusial  agar dapat memenuhi  kebutuhan listrik masyarakat Indonesia secara maksimal.
Pembangkit  listrik  modern  memiliki  setidaknya satu tahap reheat dalam  pengoperasiannya [2].  Siklus reheat merupakan fitur  penting dalam  sebuah pembangkit  listrik.  Tujuan  utama dari siklus reheat adalah untuk meningkatkan power output dan juga  meningkatkan  performa  pembangkit  [3].  Ada  berbagai macam  kondisi  dimana  tekanan reheat dapat bervariasi.  Pada setiap tingkat  kondisi  uap, nilai  optimum  dari  tekanan reheat akan  menghasilkan  performa  terbaik  pada  pembangkit  [4]. Untuk  itu,  perlu  dilakukan  pemodelan  dan  simulasi  dalam
perancangan  sebuah  pembangkit  listrik  modern.  Pemodelan dan  simulasi  dilakukan  untuk  mengetahui  pengaruh  variasi serta mendapatkan  konfigurasi  optimum  rasio reheat pressure dengan main  steam  pressure .  Hasil  dari  pemodelan  dan simulasi berupa net power output , fuel consumption , net turbine cycle heat rate , dan net plant efficiency . Pada penelitian ini digunakan  pembangkit listrik subcritical , yaitu PLTU  Paiton Unit 9  dengan kapasitas energi bangkitan  sebesar 660  MW sebagai acuan.  Beberapa  batasan masalah  yang  digunakan  dalam  penelitiian  ini  diamb il berdasarkan kondisi desain heat balance diagram pada PLTU Paiton Unit 9 – 660  MW, yaitu batas atas (tekanan uap eks traksi turbin HP menuju  HPH  1) variasi rasio reheat pressure dengan main  steam  pressure sebesar  59.32  bar  dan  batas  bawah (tekanan uap ekstraksi  turbin IP  menuju HPH  3) sebesar 18.49 bar.
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  untuk  mengetahui konfigurasi  optimum  dari  rasio reheat pressure dengan main steam  pressure .  Serta,  untuk  membandingkan  peningkatan performa  pembangkit Ideal Rank ine Cycle dengan pembangkit yang  telah  diaplikasikan  siklus reheat dan  ditambahkan feedwater heater ( Reheat-Regenerative Rank ine Cycle ) dalam pengoperasiannya.

## II. METODE PENELITIAN
A. Pengumpulan Data dan Penentuan Batasan Masalah
Dalam  melakukan  pemodelan dan simulasi,  diperlukan data awal  sistem  pembangkit  sebagai  referensi.  Data  referensi tersebut  akan  digunakan  sebagai  acuan  dalam  validasi pemodelan  dan analisis  performa  pembangkit.  Data  referensi pembangkit yang digunakan adalah data heat balance diagram dan data spesifikasi PLTU  Paiton Unit 9 – 660  MW.
Pada  penelitian  ini  juga  digunakan  beberapa  asumsi  dan batasan masalah yang diambil  berdasarkan kondisi  aktual  dan data heat balance diagram PLTU  Paiton  Unit  9  –  660  MW, diantaranya:
1. Pada komponen boiler , dibuat menjadi  susunan yang lebih kompleks  yaitu  dengan  menggunakan combuster sebagai furnace dan  menggunakan  beberapa  komponen heat exchanger untuk  mendefinisikan  perubahan  fasa  yang terjadi  di  dalam boiler . Heat  exchanger yang  digunakan berjumlah  lima  buah, yang merepresentasikan  komponen: reheater , final superheater , primary superheater , evaporator ,  dan economizer .  Penggunaan combuster dan susunan heat exchanger ini  digunakan  untuk menghitung konsumsi bahan bakar.

## Analisis  Pengaruh  Rasio Reheat Pressure

## dengan Main Steam Pressure terhadap Performa Pembangkit  dengan Simulasi Cycle-Tempo
Raditya Satrio Wibowo dan Prabowo
Departemen Teknik Mesin,  Fakultas Teknologi  Industri,  Institut Teknologi  Sepuluh  Nopember (ITS)
e-mail : prabowo@me.its.ac.id
P
Gambar 1. Hasil Pemodelan PLTU Paiton Unit 9 – 660 MW pada Perangkat Lunak Cycle-Tempo 5.1
2. Batas atas dalam  melakukan  variasi tekanan reheat dibatasi oleh  tekanan  ekstraksi  pada  turbin  HP  menuju  ke high pressure heater 1 (HPH  1)  yaitu sebesar 59.32  bar. 3. Batas  bawah  dalam  melakukan  variasi  tekanan reheat dibatasi oleh tekanan ekstraksi pada turbin IP  menuju high pressure heater 3 (HPH  3)  yaitu sebesar 18.49  bar.
B. Membangun Pemodelan Berdasark an Data Heat Balance
Diagram
Sebelum melakukan analisis terhadap performa pembangkit,  pemodelan  harus dilakukan  untuk mempermud a h proses pengambilan  data dan anilisis  lebih  lanjut.  Pemodelan dilakukan  berdasarkan  data heat  balance  diagram dengan menggunakan  perangkat  lunak Cycle-Tempo  5.1 seperti  pada gambar  1.  Pemodelan  dan analisis performa  pembangkit  pada penelitian  ini  dilakukan  pada  kondisi  TMCR  ( Turbine Maximum Continuous Rating ).

## C. Perhitungan dan Analisis Berdasark an Turbine Cycle Heat Rate
Pada penelitian ini analisis dan perhitungan yang digunakan mengacu pada data heat balance diagram . Dimana perhitungan Qboiler , heat  rate ,  dan  perhitungan  performa  pembangkit lainnya  didapatkan  berdasarkan  perhitungan Turbine  Cycle Heat  Rate (TCHR). Persamaan  yang  digunakan  untuk menghitung Qboiler (kW)  adalah  dengan  cara  menghitung jumlah  energi panas yang diserap oleh fluida  kerja  pada setiap komponen heat  exchanger di  dalam boiler .  Persamaan  yang digunakan adalah:
∑ 𝑄̇ 𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟 = 𝑚̇ 𝑤𝑓 𝑥 (ℎ 𝑜𝑢𝑡 − ℎ 𝑖𝑛 ) 𝑜𝑓 𝑒𝑣𝑒𝑟𝑦 𝐻𝐸 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑠 (2)
Keterangan:
𝑚̇ 𝑤𝑓 = mass flow rate dari fluida  kerja  ( work ing fluid )
Dan untuk perhitungan Turbine Cycle Heat Rate (kJ/kWh) digunakan persamaan:
𝑁𝑒𝑡 𝑇𝐶𝐻𝑅 = ∑ 𝑄̇ 𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟 ∑ 𝑊̇ 𝑛𝑒𝑡 𝑥  ( 3600 𝑠 1 ℎ ) (3)

## D. Variasi Rasio Reheat Pressure dengan Main Steam Pressure pada Perangk at Lunak  Cycle-Temo 5.1
Setelah melakukan  validasi pemodelan pembangkit  dengan data heat balance diagram , langkah selanjutnya yang dilakukan pada  penelitian  ini  adalah  dengan  melakukan  variasi  pada tekanan reheat dan  tekanan  uap  ekstraksi  yang  menuju  ke komponen  HPH  2.  Setiap  variasi  yang  dilakukan  akan disimulasikan  pada perangkat lunak Cycle-Tempo 5.1 dan data yang didapatkan akan dianalisis.  Variasi  ini  dilakukan  dengan parameter main steam  flow yang dijaga  tetap sebesar 571.27 kg/s, tekanan ekstraksi uap yang masuk ke HPH 1 sebesar 59.32 bar, dan tekanan ekstraksi uap yang masuk pada HPH 3 sebesar 18.49  bar.  Kemudian,  uap keluaran  turbin  HP  dibagi  dengan menggunakan splitter untuk menuju reheater dan HPH  dengan besar tekanan yang sama, yaitu 38.34  bar.
Gambar 2. Kondisi Eksisting pada Pemodelan Cycle-Tempo 5.1 untuk Tekanan Reheat dan T ekanan Ekstraksi Menuju HPH 2
Pada  penelitian  ini,  rasio  dari  tekanan reheat dan tekanan ekstraksi  uap  menuju  HPH  2  terhadap main  steam  pressure akan divariasikan untuk mengetahui pengaruh terhadap thermal
properties dan  mengetahui  rasio  optimumnya.  Variasi  rasio yang dilakukan  dimulai  dari  rasio  15%,  berlanjut  pada rasio 18%,  20%,  25%,  28%,  30%,  dan 35%.

## E. Tahap Analisis dan Pengambilan Kesimpulan
Tahap ini  merupakan  tahap akhir  dari analisis simulasi  dan termodinamika  dengan  menarik  kesimpulan  yang  didapat berupa thermal  properties pada  setiap  tingkat  rasio reheat pressure dengan boiler  initial pressure ,  dan  perubahan net power output , fuel consumption , net turbine cycle heat rate , dan net plant efficiency .

## III. HASIL DAN DISKUSI
A. Analisis Perbandingan Performa Pembangk it Ideal Reheat (Teoritis) dengan Pembangk it Reheat-Regenerative (Komplek s)
Pada  penelitian  ini  akan  dilakukan  analisis  dari perbandingan  efisiensi Preheat/Pmain  steam teoritis  pada pembangkit ideal  reheat  Rank ine  cycle dengan  efisiensi Preheat/Pmain  steam dari  hasil  simulasi  pada  pembangkit reheat-regenerative Rank ine  cycle (pembangkit  kompleks) yang pada penelitian ini adalah PLTU  Paiton Unit 9  – 660 MW. Analisis  dilakukan  untuk  mengetahui  pengaruh  dari  siklus reheat-regenerative terhadap  performa  pembangkit  dan  juga untuk  menganalisis  perbedaan  hasil  titik  efisiensi  optimu m yang  didapatkan  pada  hasil  simulasi  dengan  titik  efisiensi optimum Preheat/Pmain steam teoritis.
Selain  itu,  pada  analisis  ini  akan  dibandingkan  juga performa  dari  ketiga  buah  pembangkit  ( ideal  Rank ine cycle , ideal reheat Rank ine cycle ,  dan reheat-regenerative Rank ine cycle )  dari  sisi net plant  heat  rate .  Dimana,  pada  analisis  ini dilakukan  pemodelan  ketiga  buah  pembangkit  tersebut pada perangkat  lunak Cycle-Tempo  5.1 dengan  menentukan parameter output yang sama,  yaitu net  power  output sebesar 660  MW.  Dari  hasil  simulasi  tersebut,  selanjutnya  akan dibandingkan sisi performa  dari ketiga pembangkit  tersebut.
Gambar 3. Hasil Pemodelan Pembangkit Ideal Reheat Rankine Cycle
Jika  dibandingkan antara pembangkit Ideal Reheat Rankine Cycle dengan model  pembangkit reheat-regenerative Rankine cycle yang  lebih  kompleks,  dimana  terdapat  komponen feedwater  heater dan  juga  susunan turbin  bertingkat,  maka
dapat dilihat  adanya perbedaan titik  efisiensi  optimum.  Pada gambar  4  titik  efisiensi  optimum  pembangkit ideal  reheat Rank ine cycle terdapat pada rasio  22.96%,  yaitu dengan nila i efisiensi  sebesar 40.62%.  Di  sisi  lain,  pada  gambar  5  untuk pembangkit reheat-regenerative Rank ine cycle memiliki  titik rasio  optimum  pada  rasio  30%,  yaitu  dengan  nilai  efisiensi sebesar 44.79%.
Gambar 4. Grafik Net Plant Efficiency Pembangkit Ideal Reheat Rankine Cycle
Gambar  5.  Grafik Net  Plant  Efficiency Pembangkit Reheat-Regenerative Rankine Cycle
Dapat dilihat  pada tabel 1  bahwa dengan diaplikasikannya siklus reheat , net turbine cycle heat rate pada pembangkit dapat menurun sebesar 213.33  kJ/kWh.  Dan jika  diaplikasikan  siklus reheat-regenerative pada rasio 30%,  maka net plant heat rate pembangkit yang awalnya hanya berbentuk ideal Rank ine cycle dengan Net  TCHR  sebesar 9253.73  kJ/kWh,  dapat  menurun drastis  sebesar 1216.47  k J/k Wh hingga  menjadi  8037.26 kJ/kWh.
T abel 1. Hasil Perbandingan Performa Pembangkit Model Pembangkit Ideal Rankine Cycle Ideal Reheat PLT U Paiton Unit 9 (Reheat - Regenerative) Rasio Optimum - 22.96% 30% Net T urbine Cycle Heat Rate (kJ/kWh) 9253.73 9040.40 8037.26
Dapat  terlihat  jelas  bahwa  dengan mengaplikasikan  siklus reheat-regenerative ,  yaitu  dengan  adanya  siklus reheat dan penambahan  komponen feedwater  heater pada  pembangkit, akan  meningkatkan  performa  pembangkit  tersebut  secara signifikan.
Selain  itu,  dapat  dilihat  bahwa  terjadi  pergeseran  titik optimum  dari  rasio reheat  pressure dengan main  steam pressure .  Fenomena  ini  terjadi  karena,  pada pemodelan ideal reheat  Rank ine  cycle rasio  tekanan reheat dapat  bervariasi mulai  dari rasio yang sangat kecil,  yaitu rasio 5%. Hal ini dapat dilakukan  karena  pembangkit  tidak  memiliki  batasan tekanan ekstraksi,  mulai  dari  batas atas pada ekstraksi pada komponen turbin HP  maupun batas bawah pada ekstraksi turbin IP.
Berbeda  halnya dengan pembangkit  dengan susunan yang lebih kompleks,  yaitu pembangkit yang mengaplikasikan   siklus reheat-regenerative  Rank ine  cycle ,  dimana  pembangkit memiliki  komponen feedwater  heater yang uap  pemanasnya disuplai dari uap ekstraksi turbin. Pada pemodelan pembangkit ini  terdapat  batasan  dalam  melakukan  variasi  rasio reheat pressure dengan main steam pressure . Batas atas dibatasi oleh tekanan uap ekstraksi turbin HP yang menuju ke HPH 1 sebesar 59.32  bar (rasio 35.5%)  dan batas bawah dibatasi oleh tekanan uap ekstrasi  yang menuju  ke  HPH  3  sebesar 18.49  bar  (rasio 11.1%).
Hal ini menyebabkan  variasi rasio hanya  dapat disimulasikan  dan  dianalisis  mulai  dari  rasio  15%  hingga  ke rasio 35%.  Sehingga yang awalnya  grafik  teoritis dimulai  dari rasio 5%  dan mencapai titik  optimum  pada rasio 22.96%,  pada grafik  pembangkit reheat-regenerative  Rank ine  cycle baru dapat  divariasikan  dengan  titik  awal  di  rasio  15%  dan mendapatkan  kondisi  optimum  pada  rasio  30%  dikarenakan adanya  pengaruh  tekanan  ekstraksi  ke  komponen feedwater heater .
B. Analisis  Titik   Optimum  Rasio  Reheat  Pressure  dengan Main Steam Pressure pada Pembangk it  Reheat- Regenerative Rank ine cycle Untuk  mengetahui  pengaruh  dari  variasi  rasio reheat pressure dengan main steam pressure maka  dilakukan beberapa variasi pada penelitian ini.  Kondisi pemvariasian  ini  dilakukan dengan menjaga main steam pressure tetap, yaitu sebesar 167 bar  dan main  steam  flow tetap,  yaitu  sebesar  571.27  kg/s. Tekanan  ekstraksi  yang  menuju  ke  HPH  1  dan  HPH  3  juga dijaga  tetap, yaitu 59.32  bar  dan 18.49  bar.  Variasi  dilakukan dengan ketentuan seperti pada tabel berikut:
T abel 3. Performa Pembangkit setelah Dilakukan Variasi
Rasio Net Power Output Qboiler Fuel Cons. Net T CHR Net Plant Eff. MW MW kg/s kJ/kWh % 15% 671 1531 98.82 8220.88 43.79 18% 667 1512 97.57 8157.60 44.13 20% 665 1501 96.82 8125.06 44.31 22.96% (eksisting) 660 1485 95.81 8087.28 44.51 25% 658 1475 95.16 8066.87 44.63 28% 654 1461 94.27 8043.28 44.76 30% 651 1452 93.71 8037.26 44.79 35% 640 1432 92.42 8057.02 44.68
C. Analisis Net Power Output setelah Variasi
Hasil  yang didapatkan  pada gambar  6  menunjukkan  tren grafik net power output mengalami  penurunan seiring  dengan semakin  besarnya  rasio reheat  pressure dengan main  steam
pressure .  Dengan  kata  lain  semakin  meningkatnya  tekanan reheat ,  daya  netto  yang  dihasilkan  pembangkit  semakin menurun.  Hal  ini  terjadi  karena  tekanan reheat pada  PLTU Paiton Unit  9  – 660  MW diambil  dari  uap exhaust dari  turbin HP.  Sehingga, semakin  kecil  tekanan uap exhaust pada turbin HP,  dengan main  steam  pressure yang  sama  tentu  akan menghasilkan  daya  turbin  HP  yang  semakin  besar  karena memiliki  ΔP  yang  besar.  Dan  sebaliknya,  semakin  besar tekanan exhaust dari  turbin  HP,  dengan main steam  pressure yang sama, akan menghasilkan  daya yang lebih  rendah karena ΔP yang dihasilkan semakin  kecil.
Gambar 6. Grafik Net Power Output setelah Dilakukan variasi
Untuk  turbin  IP  dalam  kondisi  ini,  memiliki  kondisi  yang terbalik  dengan turbin HP.  Dimana  dapat dilihat  pada gambar 7, dengan tekanan exhaust turbin IP yang dijaga pada 9.46  bar, daya yang dihasilkan  akan meningkat  seiring  dengan semakin besarnya tekanan reheat karena  akan  menghasilkan  ΔP  yang semakin  besar.
Gambar 7. Grafik Daya yang Dihasilkan HP dan IP Turbin

## D. Analisis Fuel Consumption setelah Variasi
Nilai  konsumsi  bahan bakar  diperoleh berdasarkan jumla h panas yang  dibutuhkan boiler ( Qboiler )  dalam  memanaskan fluida kerja.  Jumlah  panas yang dibutuhkan boiler pada kondisi ini  sangat  dipengaruhi  oleh  komponen reheater dalam memanaskan  ulang uap keluaran  turbin HP.  Dapat dilihat  pada gambar  9  bahwa Qboiler meningkat  seiring  dengan semakin kecilnya  rasio reheat  pressure dengan main  steam  pressure . Dengan  kata  lain Qboiler meningkat  seiring  dengan semakin kecilnya  tekanan reheat . Fenomena  ini  terjadi  karena  semakin kecil  tekanan reheat akan  berbanding  lurus  dengan  semakin
kecilnya  temperatur inlet yang akan dipanaskan oleh reheater . Sehingga dibutuhkan panas yang lebih  besar untuk  mencapai temperatur keluaran superheater yang sama.
Gambar 8. Grafik Fuel Consumption setelah Dilakukan Variasi Gambar 9. Grafik Qboiler setelah Dilakukan Variasi
Gambar 10. Grafik Tinlet Reheater setelah Dilakukan Variasi
Dapat dilihat  pada gambar  10,  pada kondisi ini  temperatur outlet dari reheater dijaga  sebesar 538 o C.  Sehingga  untuk memanaskan suhu yang terendah, yaitu dari 282.4 o C pada rasio 15%  hingga mencapai  538 o C,  akan  dibutuhkan energi  panas yang lebih  besar jika  dibandingkan dengan memanaskan  suhu yang  tertinggi,  yaitu  382.93 o C  pada  rasio  35%  hingga mencapai 538 o C.
E. Analisis Net Turbine Cycle Heat Rate
Pengertian heat rate dalam  bahasa yang sederhana adalah berapa banyak energi yang dibutuhkan untuk mendapatkan unit daya yang berguna ( useful energy ). Dengan kata lain nilai heat
rate didapatkan  dari  nilai Qin yang  dibutuhkan  pembangkit dibagi  dengan Wnet yang dihasilkan  pembangkit.  Berbanding terbalik  dengan  efisiensi,  nilai heat  rate yang  lebih  rendah menandakan semakin  baiknya performa  pembangkit  tersebut.
Gambar 11. Grafik Net Turbine Cycle Heat Rate setelah Dilakukan variasi
Data  pada  gambar  11  didapatkan  langsung  dari  hasil simulasi  pada perangkat lunak Cycle-Tempo 5.1 . Berdasarkan grafik  pada  gambar  11,  kondisi  eksisting  pembangkit berdasarkan pemodelan pada perangkat lunak Cycle-Tempo 5.1 terletak pada rasio 22.96%,  yaitu dengan nilai net turbine cycle heat rate sebesar 8087.28  kJ/kWh.
Pada kondisi  rasio  15%,  dapat dilihat  bahwa pada kondisi ini  pembangkit  memiliki  nilai net  turbine  cycle  heat  rate tertinggi,  yaitu  sebesar 8220.88  kJ/kWh.  Hal  ini  disebabkan pada kondisi  rasio 15%,  pembangkit  menghasilkan  daya netto tertinggi  tetapi  kebutuhan  energi  panas  untuk  memanaskan fluida  kerja  pada boiler ( Qboiler )  juga  memiliki  nilai  yang sangat tinggi.  Sehingga  kerugian  penambahan  jumlah  bahan bakar  jauh lebih  besar dibandingkan dengan keuntungan yang diambil  dari hasil daya netto yang besar.
Dari  gambar  11,  didapatkan  titik  terendah  dari  nilai net turbine cycle heat rate yaitu pada rasio 30%  sebesar 8037.26 kJ/kWh. Terjadi  penurunan yang sangat drastis dari rasio 15%. Fenomena ini dapat terjadi  karena pada kondisi ini pembangkit memiliki  rasio  terbaik  antara  kebutuhan  energi  panas  pada boiler ( Qboiler ) dengan daya netto yang dihasilkan.  Sehingga, pada kondisi  ini  dapat  dinyatakan bahwa  pembangkit  berada pada kondisi  optimumnya.  Tetapi,  tren grafik  pada gambar  11 mengalami  kenaikan  nilai net turbine cycle heat rate kemba li setelah rasio optimum  pada titik 30%.  Pada rasio 35%,  nilai net turbine  cycle  heat  rate kembali  naik  cukup  drastis.  Hal  ini dikarenakan  pada rasio  35%  pembangkit  menghasilkan  daya netto  terendah  dan  membutuhkan  energi  panas  pada boiler ( Qboiler ) pada titik  terendah juga. Sehingga, keuntungan yang diambil  dari kebutuhan energi panas yang kecil tidak sebanding dengan kerugian  akibat  rendahnya daya netto yang dihasilkan pembangkit.

## IV. KESIMPULAN/ RINGKASAN
Berdasarkan  hasil analisis dan pembahasan pengaruh rasio reheat pressure dengan main steam pressure pada PLTU  Paiton Unit 9 – 660  MW, didapatkan kesimpulan  sebagai berikut: 1. Penerapan reheat-regenerative pada  pembangkit  dapat menurunkan net  turbine  cycle  heat  rate secara  drastis
sebesar 1216.47 k J/k Wh . (Dibandingkan dengan pembangkit Ideal Rank ine Cycle ) 2. Semakin  rendah rasio reheat pressure dengan main steam pressure akan menghasilkan net power output yang semakin besar, akan  tetapi membutuhkan  asupan energi panas yang semakin  besar  juga,  begitu  juga  sebalikanya.  Sehingga, harus  didapatkan  rasio  optimum  untuk  keduanya  agar keuntungan dari  kedua  faktor  tersebut berada  pada  hasil yang maksimal.
3. Titik optimum  dari rasio reheat pressure dengan main steam pressure terdapat  pada rasio  22.96% untuk  pembangkit dengan siklus ideal reheat (teoritis) dan terdapat pada rasio 30% untuk pembangkit  dengan siklus reheat-regenerative (pembangk it k ompleks) .
4. Pergeseran titik  optimum  dari  rasio reheat pressure dengan
main  steam  pressure pada  kondisi  teoritis  yang  awalnya berada  pada rasio  22.96%  dan menjadi  berada  pada rasio 30%  pada  pembangkit  kompleks,  dikarenakan  adanya batasan,  yaitu  uap  ekstraksi  dari  turbin  menuju  ke komponen feedwater heater .

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Anonymous, “Rencana  Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2016 – 2025,” Jakarta, 2015.
[2] P.  Kiameh, Power Generation Handbook: Selection, Application, Operation, and Maintenance . New York: Mc Graw Hill, 2002.
[3] M.  J.  Moran  and  H.  N.  Saphiro, Fundamentals  of  Engineering Therm odynamics . Chichester: John Wiley & Sons Inc, 2011.
[4] J. B. Kitto and S. C. Stultz, Steam: its generation and use . Ohio: The Babcock & Wilcox Company, 2005.