## ANALISIS EFISIENSI TURBIN GAS TERHADAP BEBAN OPERASI PLTGU MUARA TAWAR BLOK 1
Ir Naryono 1 , Lukman budiono 2
Lecture 1 ,College student 2 ,Departement of machine, Faculty of Engineering, University Muhammadiyah Jakarta, Jalan Cempaka Putih Tengah 27 Jakarta Pusat 10510, Tlp 021- 4244016,4256024, email : naryono66@ymail.com

## ABSTRAK
Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap Muara Tawar (PLTGU Muara Tawar) merupakan  salah  satu  unit  pembangkit  di  Indonesia.  Sebagai  salah  satu pembangkit  listrik  terbesar  di  Indonesia  kesiapan  PLTGU  Muara  Tawar  sangat diperlukan.  PLTGU  merupakan  pembangkit  yang  memiliki  respons  yang  cepat terhadap  perubahan  beban.  Oleh  karena  itu  perubahan  beban  pada  PLTGU sering sekali terjadi. Untuk menjaga performance pada PLTGU, peralatan yang ada  dalam  PLTGU  harus  dijaga  kondisinya  agar  dapat  bekerja  secara  optimal. Pada Tugas Akhir ini akan dilakukan analisis efisiensi turbin gas terhadap beban operasi    PLTGU  Muara  Tawar  Blok  1  dengan  menganalisis  efisiensi  yang dihasilkan turbin gas berbahanbakar natural gas.Dari hasil penelitian ini didapat bahwa efisiensi thermal  turbin gas PLTGU Muara Tawar Unit 1, 2, dan 3 pada beban 136 MW adalah 36.35%, 35.55%, dan 35.13%.
Key words : turbin gas, efisiensi thermal, kompresor, turbin

## 1. PENDAHULUAN
PLTGU  sering  mengalami  perubahan  beban  untuk  memenuhi  kebutuhan  daya listrik  yang berubah-ubah sewaktu-waktu, tergantung dari permintaan konsumen.  Beban PLTGU  yang  berubah-ubah  akan  berpengaruh  terhadap  kinerja  dari  tiap-tiap komponennya  antara  lain  turbin  uap,  pompa,  kondensor,  dan  pembangkit  gas.  Dalam merespon perubahan beban yang terjadi, maka secara otomatis suplai bahan bakar, udara pembakaran, serta gas buang yang digunakan untuk pembentukan uap  ikut berubah pula. Dengan mengetahui efisiensi pada tiap beban maka dapat diketahui grafik efisiensi pada PLTG sehingga dapat diketahui pada beban berapakah efisiensi PLTG yang paling tinggi. Pembangkit Listrik Tenaga Gas yang berbahan Bakar Gas memerlukan sedikit perawatan karena  hampir  semua  bahan  bakarnya  terbakar  sempurna.  Sehingga  Pembangkit  Listrik Tenaga Gas  yang berbahan Bakar Gas cocok untuk wilayah yang berpopulasi tinggi atau padat  industri.  Untuk  meningkatkan  efisiensi  PLTG,  gas  buang  PLTG  dimanfaatkan kembali untuk memanaskan air. Agar air yang dipanaskan dapat dirubah menjadi uap dan uap yang dihasilkan dapat dipakai untuk memutar Steam Turbine. Pembangkit listrik type ini dinamakan PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap).

## 2. DIAGRAM ALIR
Kesimpulan Selesai

## Pengkajian dan pengolahan data
Hasil perhitungan dan analisa data :
- Jumlah kerja kompresor dan turbin - Efisiensi pada kompresor dan turbin - Efisiensi thermal turbin gas
Mulai
Pengumpulan data operasional :
- Data analisis bahan bakar gas alam
- Temperatur, tekanan, dan laju aliran pada turbin gas Studi pustaka : - Mencari literature yang mendukung penelitian ini berupa buku-buku
referensi

## 3. METODE PENELITIAN
Pengambilan data dilakukan di  PT.PJB Unit Pembangkitan Muara Tawar Blok  I GT 1.1,  GT  1.2,  dan  GT  1.3  yang  berlokasi  di  Tarumajaya,  Bekasi  Jawa  Barat.  PLTG berbahan  bakar  Gas  alam  ini  memiliki Maximum  Capacity  Rate 145  MW. Pengambilan data dilaksanakan sejak tanggal 1 mei 2012 hingga penelitian ini selesai.
4. DATA HASIL PENELITIAN
Dibawah ini adalah tabel data sisi input dan output dari Turbin gas blok 1 PLTGU Muara Tawar Unit 1, 2, dan 3 dengan kapasitas terpasang 145MW. Data aktual diambil pada  pada  saat performance  test dengan  beban  90MW  (62%  dari  kapasitas  terpasang), 100MW  (69%  dari  kapasitas  terpasang),  110MW  (75%  dari  kapasitas  terpasang), 125MW  (86%  dari  kapasitas  terpasang),  dan  136MW  (93.7%  dari  kapasitas  terpasang) pada bulan Januari 2013.
Tabel 4.1. Data Turbin Gas 1.1  pada bulan Januari 2013
Beban 90MW(62%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.18 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 323.672 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1033.82 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.12 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 6.606 kg/s Beban 100 MW(69%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.705 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 329.1 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1045.19 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.945 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.66 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.15 kg/s Beban 110 MW(75%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 29.84 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 337.22 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1061.36 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 11.39 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.59 kg/s Beban 125 MW(86%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.698 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 352.22 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1085.99 o C
T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.53 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.302 kg/s Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.02 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 366.82 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1100.023 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 538.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 13.45 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.812 kg/s
Tabel 4.2. Data Turbin Gas 1.1  sebelum dan sesudah Overhaul bulan Juni 2012 Sebelum Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.04 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 366.97 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1099.72 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 538.96 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 13.4 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11420.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.82 kg/s Sesudah Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 28.0 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 366.12 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1100.823 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 530.05 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.028 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 13.59 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.74 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.67 kg/s
Tabel 4.3. Data Turbin Gas 1.2  pada bulan Januari 2013
Beban 90MW(62%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.98 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 324.01 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1032.84 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 538.052 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 9.76 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 6.636 kg/s
Beban 100 MW(69%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.395 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 326.99 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1042.585 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.955 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.22 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.125 kg/s Beban 110 MW(75%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.30 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 336.015 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1057.568 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.96 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.911 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.551 kg/s Beban 125 MW(86%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.408 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 349.862 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1081.34 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.002 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.244 kg/s Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 29.55 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 365.44 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1099.833 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.976 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.876 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.766 kg/s
Tabel 4.4. Data Turbin Gas 1.2  sebelum dan sesudah Overhaul bulan Juli 2012 Sebelum Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.05 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 365.4 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1099.33 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 540.96 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.0 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.66 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11422.02 kcal/kg
m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.79 kg/s Sesudah Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 28.03 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 364.44 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1100.03 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 532.6 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.026 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.93 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.2 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.66 kg/s
Tabel 4.5. Data Turbin Gas 1.3  pada bulan Januari 2013
Beban 90MW(62%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.97 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 324.91 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1038.64 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 9.614 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 6.606 kg/s Beban 100 MW(69%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.59 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 328.41 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1045.28 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.105 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.145 kg/s Beban 110 MW(75%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.61 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 338.58 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1062.08 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 10.83 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 7.55 kg/s Beban 125 MW(86%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.69 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 352.36 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1085.45 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 539.95 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar
P 2 (Pressure Outlet Compressor) 11.904 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.264 kg/s Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.97 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 366.93 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1099.35 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 538.82 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.33 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.82 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.805 kg/s
Tabel 4.6. Data Turbin Gas 1.3  sebelum dan sesudah Overhaul bulan Maret 2013
Sebelum Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 30.95 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 366.03 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1097.99 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 541.32 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.01 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.25 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11421.43 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.903 kg/s Sesudah Overhaul Beban 136 MW(93.7%) T 1 (Temperature Inlet Compressor) 28.05 o C T 2 (Temperature Outlet Compressor) 365.33 o C T 3 (Temperature Inlet Turbine) 1100.06 o C T 4 (Temperature Outlet Turbine) 531.89 o C P 1 (Pressure Inlet Compressor) 1.028 bar P 2 (Pressure Outlet Compressor) 12.73 bar LHV (bahan bakar gas alam) 11420.99 kcal/kg m f (laju aliran bahan bakar gas alam) 8.75 kg/s

## 4.2 Pengolahan Data  aktual
Jika pada data performance test bulan januari untuk Turbin gas blok 1 unit 1 pada beban  90  MW  didapat  data  pada  tabel  1.  Maka  dari  data  tersebut  dapat  dicari  nilai enthalpi (h) sebagai berikut :
 Entalpi h 1 Pada  Temperatur  30.186 0 C  atau  sama  dengan  303.186  K,  h 1 dapat  dicari  dengan cara system interpolasi menggunakan tabel gas ideal.
Tabel 4.7. Tabel entalpi untuk T = 300 K, 305 K T (K) h (kJ/kg) Batas Bawah 300 300.19 Batas Atas 305 305.22
h 1 = = = 303.395 kJ/kg = 72.4647 kcal/kg Tabel 4.8. Data entalpi (h 1 , h 2 , h 2 ’) entalpi kJ/kg kcal/kg h 1 303.395 72.4647 h 2 606.676 144.1496 h 2 ’ 584.378 139.576  Entalpi h 3 Pada Temperatur 1033.824 0 C atau sama dengan 1892.88 F, h 3 dapat dicari dengan cara system interpolasi menggunakan tabel flue gas . [Lit.2 hal 6-8]
Tabel 4.9. Tabel entalpi untuk T = 1900 F, 1870 F
T (F) h (Btu/lb) Batas Bawah 1870 480 Batas Atas 1900 486
h 3 = = = 484.577 Btu/lb = 269.196 kcal/kg
Dengan  menggunakan  cara  perhitungan  yang  sama  dengan  rumus  diatas  maka didapat :
Tabel 4.10. Data entalpi (h 3 ,h 4 ,h 4 ’) Entalpi btu/lb kcal/kg h 3 484.577 269.196 h 4 234.784 130.429 h 4 ’ 197.25 109.578
Dari data diatas, maka bisa dihitung efisiensi Turbin gas dari PLTGU blok 1 unit 1, 2, dan 3 pada bulan Januari 2013. Nilai efisiensi bisa dihitung dengan menggunakan tahapan rumus - rumus dibawah ini :

## Proses 1-2 (kompresi)
Pada tahap 1-2 yaitu tahapan proses kompresi. Pada proses kompresi berlangsung, terjadi  gesekan  antara  udara  dan  sudu-sudu  kompresor.  Temperatur  udara  keluar  dari kompresor  menjadi  lebih  tinggi  dari  proses  ideal  (isentropis),  efisiensi  kompresor menjadi  lebih  rendah  sehingga  kerja  yang  diperlukan  untuk  kompresi  menjadi  lebih besar. Jumlah kerja pada kompresor bisa dihitung dengan menggunakan tahapan rumus - rumus dibawah ini:
W ca = m a . ( h 2 -h 1 )/Efisiensi Kompresor [Lit.8-hal 68]
Pada  perhitungan  aktual  diperlukan  nilai  efisiensi  kompresor.  Karena  pada perhitungan  ini  menggunakan  kerugian-kerugian  (losses)  pada  perhitungannya.  Dimana untuk menghitung efisiensi kompresor dapat digunakan rumus berikut ini:
Efisiensi Kompresor   = h 2 ’ – h 1 / h 2 – h 1 [Lit.8-hal 124]
= (139.5 – 72.4) / (144.14 – 72.4) = 0.936 = 93.6 %

## Proses 2-3 (pembakaran)
Pada  tahap  2-3  yaitu  tahapan  proses  pembakaran  di  ruang  bakar.  Pada  proses pembakaran,  terjadi  penurunan  tekanan  karena  adanya  gesekan  panas  dengan  bagian  – bagian  dari  ruang  bakar.  Nilai  kalor  pada  hasil  pembakaran  bisa  dihitung  dengan menggunakan tahapan rumus - rumus dibawah ini :
Q in = m f . LHV [Lit.8-hal 59]
m f . LHV = (m a + m f ) . (h 3 ) – m a . h 2 m a = (Q in – m f . h 3 ) / (h 3 -h 2 ) Q in = m f . LHV = 6.6067 x 11421.82 = 75460.53 kcal/s
Karena  laju  aliran  udara  tidak  diketahui  nilai  aktualnya,  maka  dapat  dihitung menggunakan rumus sebgai berikut : m a = (Q in – m f . h 3 ) / (h 3 -h 2 ) = (75460.54 – 6.6067 x 269.196 ) / (269.19 – 139.57) = 568.45 kg/s
Dengan diketahuinya laju aliran udara maka kerja pada kompresor dapat dihitung sebagai berikut :
W ca = m a . ( h 2 -h 1 )/Efisiensi Kompresor = 568.45 x (139.57 – 72.46) / 0.936 = 43526.11 kcal/s

## Proses 3-4 (ekspansi pada turbin)
Pada  tahap  3-4  yaitu  tahapan  proses  pembakaran  di  ruang  bakar.  Pada  proses ekspansi  berlangsung  terjadi  gesekan  antara  gas  hasil  pembakaran  dengan  sudu-sudu turbin,  sehingga  temperatur  gas  buang  yang  keluar  dari  turbin  menjadi  lebih  tinggi  dari pada gas ideal (isentropis). Jumlah kerja pada turbin dapat dihitung dengan menggunakan tahapan rumus - rumus dibawah ini :
W ta = (m a + m f ) . (h 3 -h 4 ) . (Efisiensi Turbin) [Lit.8-hal 68]
Pada  perhitungan  aktual  diperlukan  nilai  efisiensi  turbin.  Karena  pada  perhitungan  ini menggunakan  kerugian-kerugian  (losses)  pada  perhitungannya.  Dimana  untuk menghitung efisiensi turbin dapat digunakan rumus berikut ini : Efisiensi Turbin = h 3 – h 4 / h 3 – h 4 ’ [Lit.8-hal 125]
= 269.196 – 130.42 / 269.19 – 109.57 = 0.869 = 86.9 %
Dengan diketahuinya efisiensi turbin maka didapat kerja pada turbin sebagai berikut : W ta = (m a + m f ) . (h 3 -h 4 ) . (Efisiensi Turbin) = (568.44 + 6.6067 ) x (269.196 – 130.42) x (0.869) = 69374.26 kcal/s

## 4.3. Efisiensi Thermal Turbin Gas
Untuk  menghitung  efisiensi thermal turbin  gas  secara  keseluruhan,  dapat dilakukan dengan cara sebagai berikut : Efisiensi Thermal = W ta – W ca / (m f . LHV) = 69374.25 - 43526.11/ (6.6067 x 11421.82) = 0.3425 = 34.25 % Jadi  didapat  Efisiensi Thermal Turbin  Gas  Blok  1  Unit  1  UP  Muara  Tawar  pada beban 90MW adalah 34.25 %. Nilai Efisiensi ini masih tergolong relatif baik. (Turbin gas dengan  kapasitas  3  –  480  MW  dikatakan  memiliki  efisiensi Thermal yang  baik  apabila berada diantara 30 – 46% [Lit 8-hal 16] ).
Dengan  menggunakan  cara  perhitungan  yang  sama  dengan  tahapan-tahapan perhitungan diatas maka didapat :
Tabel 4.11. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 1
GT 1.1 Efisiensi Thermal 90 MW 34.25 100 Mw 34.79 110 MW 35.21 125 MW 36.09 136 MW 36.35
Gambar 4.3 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 1 pada bulan Januari 2013
Dari  tabel  4.11  dan  gambar  4.3  data  hasil  perhitungan  turbin  gas  blok  1  unit  1 didapat bahwa :
 Efisiensi thermal meningkat pada setiap peningkatan beban.
33 34 35 36 37 90MW (62%) 100MW
(69%) 110MW (75%) 125MW (86%) 136MW (93.7%)
Efi si e n si (% ) Beban(MW) Efisiensi Turbin Gas Unit 1 Efisiensi Turbin Gas Unit 1
 Efisiensi thermal masih dalam kondisi baik pada setiap beban operasi.
Tabel 4.12. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 1 (sebelum dan sesudah overhaul bulan Juni 2012)
GT 1.1 Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul ) 36.2 136 MW (Sesudah Overhaul ) 37.96
Gambar 4.4 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 1 pada bulan Januari 2013,
Sebelum Overhaul Juni 2012, dan Setelah Overhaul Juli 2012 Dari tabel 4.12 dan gambar 4.4 data hasil perhitungan turbin gas blok 1 unit 1 pada bulan Januari 2013, bulan Juni 2012, dan Juli 2012 didapat bahwa :
 Pada bulan Juli 2012 efisiensi thermal meningkat sekitar ±1.7% setelah dilakukan overhaul .
 Pada bulan Januari 2013 efisiensi thermal menurun sekitar ±1.6%
Tabel 4.13. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 2 GT 1.2 Efisiensi Thermal 90 MW 33.54 100 Mw 34.09 110 MW 34.41 125 MW 35.07 136 MW 35.55
31 33 35 37 39 Januari 2013 Sebelum Overhaul Juni 2012 Sesudah Overhaul Juli 2012 Efi si e n si (% ) Waktu

## Efisiensi Turbin Gas Unit 1
Efisiensi Turbin Gas Unit 1
Gambar 4.5 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 2 pada bulan Januari 2013
Dari  tabel  4.13  dan  gambar  4.5  data  hasil  perhitungan  turbin  gas  blok  1  unit  2 didapat bahwa :
 Efisiensi thermal meningkat pada setiap peningkatan beban.
 Efisiensi thermal masih dalam kondisi baik pada setiap beban operasi.
Tabel 4.14. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 2 (sebelum dan sesudah overhaul bulan Juli 2012) GT 1.2 Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul ) 35.13 136 MW (Sesudah Overhaul ) 36.72
Gambar 4.6 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 2 pada bulan Januari 2013,
Sebelum Overhaul Juli 2012, dan Setelah Overhaul Agustus 2012 Dari  tabel  4.14  dan  gambar  4.6  data  hasil  perhitungan  turbin  gas  blok  1  unit  2 pada bulan Januari 2013, bulan Juli 2012, dan Agustus 2012 didapat bahwa :
32 34 36 90MW
(62%) 100MW (69%) 110MW (75%) 125MW (86%) 136MW (93.7%) Efi si e n si (% ) Beban(MW) Efisiensi Turbin Gas Unit 2 Efisiensi Turbin Gas Unit 2
31 32 33 34 35 36 37 Januari 2013 Sebelum
Overhaul Juli
2012
Sesudah Overhaul
Agustus 2012
Efi si e n si (% ) Waktu Efisiensi Turbin Gas Unit 2 Efisiensi Turbin Gas Unit 2
 Pada  bulan  Agustus  2012  efisiensi thermal meningkat  sekitar  ±1.6%  setelah dilakukan overhaul .
 Pada bulan Januari 2013 efisiensi thermal menurun sekitar ±1.1%.
Tabel 4.15. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 3
GT 1.3 Efisiensi Thermal 90 MW 33.29 100 Mw 33.84 110 MW 34.2 125 MW 34.75 136 MW 35.13
Gambar 4.7 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 3 pada bulan Januari 2013 Dari  tabel  4.15  dan  gambar  4.7  data  hasil  perhitungan  turbin  gas  blok  1  unit  3 didapat bahwa :
 Efisiensi thermal meningkat pada setiap peningkatan beban.
 Efisiensi thermal masih dalam kondisi baik pada setiap beban operasi.
Tabel 4.16. Data hasil perhitungan efisiensi thermal turbin gas blok 1 unit 3 (sebelum dan sesudah overhaul bulan Maret 2013)
GT 1.3 Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul ) 34.5 136 MW (Sesudah Overhaul ) 36.3
32 33 34 35 36 90MW (62%) 100MW
(69%) 110MW (75%) 125MW (86%) 136MW (93.7%) Efi si e n si (% ) Beban (MW) Efisiensi Turbin Gas Unit 3 Efisiensi Turbin Gas Unit 3
Gambar 4.8 Grafik Efisiensi thermal Turbin Gas Blok 1 Unit 2 pada bulan Januari 2013,
Sebelum Overhaul Maret 2013, dan Setelah Overhaul April 2013 Dari  tabel  4.14  dan  gambar  4.8  data  hasil  perhitungan  turbin  gas  blok  1  unit  2 pada bulan Januari 2013, bulan Juli 2012, dan Agustus 2012 didapat bahwa :
 Pada bulan Januari-Maret 2013 terjadi penurunan efisiensi thermal sekitar ±0.6%
 Pada  bulan  April  2013  efisiensi thermal meningkat  sekitar  ±1.8%  setelah dilakukan overhaul .
Analisa  dari  tabel  dan  grafik  turbin  gas  unit  1,  2,  dan  3  dapat  diambil  beberapa kesimpulan yaitu ;
1. Efesiensi thermal turbin gas meningkat pada setiap kenaikan beban
2. Efisiensi thermal turbin  gas  masih  dalam  kondisi  baik  pada  setiap  beban operasi
3. Efisiensi thermal turbin gas meningkat setelah dilakukan overhaul
4. Efisiensi thermal turbin  gas  cenderung  menurun  setelah  beberapa  bulan overhaul
Pada  poin  ke  4  disini  terjadi  penurunan  efisiensi thermal turbin  gas  setelah beberapa  bulan  overhaul.  Penurunan  efisiensi thermal turbin  gas  ini  dapat  disebabkan beberapa hal antara lain :
1. Menurunnya kerja yang dihasilkan pada turbin
2. Meningkatnya kerja pada kompresor
3. Menurunnya jumlah kalor yang dihasilkan ruang bakar
Dari  beberapa  kemungkinan  diatas,  bisa  dianalisis  lebih  dalam  melalui perhitungan yang sudah dilakukan. Hasil dari perhitungan :
Tabel 4.17. Data hasil perhitungan Turbin Gas blok 1 unit 1
GT 1.1 W ca W ta Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul bulan Juni 2012) 62379.6 98859.8
36.2 31 33 35 37 Januari 2013 Sebelum
Overhaul Maret 2013 Sesudah Overhaul April 2013 Efi si e n si (% ) Waktu

## Efisiensi Turbin Gas Unit 3
Efisiensi Turbin Gas Unit 3
136 MW (Sesudah Overhaul bulan Juli 2012) 61325.47 98923.35 37.96 136 MW (bulan Januari 2013) 62193.07 98782.59 36.35 Tabel 4.18. Data hasil perhitungan Turbin Gas blok 1 unit 2 GT 1.2 W ca W ta Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul bulan Juli 2012) 62378.9 97650.2 35.13 136 MW (Sesudah Overhaul bulan Agustus 2012) 61442.43 97767.74 36.72 136 MW (bulan Januari 2013) 62060.48 97663.41 35.55
Tabel 4.19. Data hasil perhitungan Turbin Gas blok 1 unit 3
GT 1.3 W ca W ta Efisiensi Thermal 136 MW (Sebelum Overhaul bulan Maret 2013) 63710.15 98791.69 34.5 136 MW (Sesudah Overhaul bulan April 2013) 62591.49 98871.85 36.30 136 MW (bulan Januari 2013) 63133.7 98470.16 35.13
Dari  tabel  4.17,  4.18,  dan  tabel  4.19  dapat  dilihat  bahwa  menurunnya  efisiensi thermal pada bulan Januari 2013 dikarenakan :
 Naiknya kerja yang dibutuhkan pada kompresor Naiknya kerja kompresor dapat disebabkan beberapa hal :
1. Kotornya sudu-sudu kompresor
2. Kotornya filter inlet kompresor Faktor-faktor  yang  mempengaruhi  sudu-sudu  kompresor  kotor  dan  kotornya filter inlet kompresor :
1. Lingkungan  yang  berdebu  dan  kotor.  Sehingga  saat  kompresor  menghisap udara, debu-debu dan kotoran ikut terhisap.
2. Pada saat musim hujan atau saat udara berembun, butiran air terhisap kompresor bersama  udara.  Hal  ini  dapat  mengakibatkan filter  inlet kompresor  menjadi basah.
3. Rusaknya filter inlet kompresor.

## 5.1.KESIMPULAN
1. Efisiensi thermal turbin  gas  unit  1,  2,  dan  3  meningkat  pada  setiap peningkatan beban.
2. Efisiensi thermal turbin  gas  unit  1,  2,  dan  3  masih  dalam  kondisi  baik  pada setiap beban operasi.
3. Efisiensi  thermal  turbin  gas  unit  1,  2,  dan  3  meningkat  setelah  dilakukannya overhaul.
4. Efisiensi  thermal  turbin  gas  unit  1,  2,  dan  3  cenderung  menurun  setelah beberapa bulan overhaul.

## 5.2.SARAN
Dari  penelitian  ini  didapat  masalah  yang  terlihat  dominan  yaitu  penurunan efisiensi thermal turbin  gas  setelah  beberapa  bulan over  haul .  Penurunan  efisiensi thermal turbin  gas  dikarenakan naiknya kerja  yang dibutuhkan kompresor. Solusi untuk menangani atau mengurangi penurunan efisiensi thermal turbin gas antara lain :
1. Diperlukan  sistem flushing  filter  inlet  compressor, agar  setiap  5  menit  sekali atau  saat  perbedaan  tekanan  terlalu  tinggi  dapat  selalu flushing debu-debu yang menempel pada filter .
2. Perlunya  ditambahkan  sistem  penyaring  butiran-butiran  air  diudara sebelum udara masuk ke filter inlet compressor. Agar sewaktu udara luar berembun  atau  hujan,  butiran  air  yang  terhisap  oleh  kompresor  tidak menyebabkan filter menjadi  basah.  Apabila filter basah  lalu  menempel debu-debu, kotoran, dan serangga hal ini dapat mengurangi tekanan udara yang masuk. Hal ini disebabkan pada saat filter kering debu-debu, kotoran, dan serangga tidak akan lepas saat di flushing .Diperlukannya pelaksanaan compressor  washing  online (membersihkan  sudu-sudu  kompresor  saat turbin  gas  beroperasi  normal),  agar  penurunan  efisiensi  setiap  bulannya tidak terlalu besar.

## DAFTAR REFERENSI
1. Meherwan  P.Boyce  ; Gas  Turbine  Hand  Book  2 nd Edition .  Gulf  Professional Publishing, United States of America.
2. Babcock and Wilcox, Steam its generation and use, New York.
3. J.L  Hobbs  ;  1956  : Physical  Properties  and  Flow  Characteristics  of  Air. U.S Departement of Commerce, Washington DC.
4. El-Wakil. M. M.; 1992: Instalasi Pembangkit Daya . Erlangga, Jakarta
5. Jones,  J.,  B.;  1996  : Engineering  Thermodynamics .  Prentice  Hall  Inc.,  New Jersey
6. Materi Kursus Engineer Sistem Bahan Bakar , Udiklat PLN Suralaya 1994
7. Pengoperasian Alat Bantu PLTG ,  Udiklat PLN Suralaya 2004
8. Anonim;  2004: Combustion Analysis Basics . TSI Incorporated.
9. http://www.tsi.com/documents/CA-basic-2980175b.pdf / 28 Agustus 2006
10. Culp, W. Archie; 1996: Prinsip-prinsip Konversi Energi . Erlangga, Jakarta 11. Manual Book Gas Turbin,Alstom ABB/GT13E2