Laporan Kp Indra Fix

  • Uploaded by: Paulus Boy
  • 0
  • 0
  • March 2021
  • PDF

This document was uploaded by user and they confirmed that they have the permission to share it. If you are author or own the copyright of this book, please report to us by using this DMCA report form. Report DMCA


Overview

Download & View Laporan Kp Indra Fix as PDF for free.

More details

  • Words: 10,303
  • Pages: 73
Loading documents preview...
IDENTIFIKASI AUTOTRANSFER FAILURE BREAKER UAT DAN BREAKER PDC PADA GTG 2.2 PLTGU BLOK 2 PT. INDONESIA POWER SEMARANG PGU

(Instansi Kerja Praktek : PT. Indonesia Power Semarang PGU)

Laporan Kerja Praktek diajukan kepada Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Semarang

Oleh: INDRA YOGASWARA C.441.18.0032 Diajukan pada Seminar Kerja Praktek Tanggal 16 Januari 2020

Mengetahui, Ketua Jurusan

Dosen Pembimbing

Titik Nurhayati, ST, M.Eng NIS: 06557003102025

Titik Nurhayati, ST, M.Eng NIS: 06557003102025

ii

IDENTIFIKASI AUTOTRANSFER FAILURE BREAKER UAT DAN BREAKER PDC PADA GTG 2.2 PLTGU BLOK 2 PT. INDONESIA POWER SEMARANG PGU

(Instansi Kerja Praktek : PT. Indonesia Power Semarang PGU)

Laporan Kerja Praktek diajukan kepada Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Semarang

Oleh: INDRA YOGASWARA C.441.18.0032 Diajukan pada Seminar Kerja Praktek Tanggal 16 Januari 2020

Mengetahui, PLH General Manager Manajer Pemeliharaan

Pembimbing Lapangan

Ariadi Dwi Widodo

Agung Pikanandra Wibawa

iii

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur kepada Tuhan Yang Esa atas limpahan rahmat, hidayah dan petunjuk-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan kerja praktek ini. Laporan Kerja Praktek ini disusun berdasarkan hasil Kerja Praktek di PT. Indonesia Power PGU Semarang dari tanggal 14 Oktober 2019 sampai dengan 14 Desember 2019. Pada laporan ini penulis membahas tentang identifikasi autotransfer failure breaker UAT dan breaker PDC pada GTG 2.2, karena hal tersebut berkaitan dengan latar belakang Pendidikan penulis di Universitas Semarang yang mengambil Jurusan Teknik Elektro Konsenterasi Arus kuat. Dalam proses penyusunan Laporan Kerja Praktek ini penulis banyak mengalami kesulitan dan hambatan baik yang bersifat teknis maupun non teknis. Oleh karena itu pada kesempatan ini penulis mengucapkan terimakasih yang sebesar-besarnya kepada yang terhormat : 1. Bapak Suparlan, selaku General Manager di PT. Indonesia Power Semarang PGU, atas segala kemurahan hati mengijinkan penulis melakukan kerja praktek. 2. Bapak Purwanto, ST, M.Eng, sebagai Dekan Fakultas Teknik Universitas Semarang. 3. Ibu Titik Nurhayati, ST, M.Eng, sebagai Ketua Jurusan, Dosen Pembimbing Teknik Elektro Universitas Semarang. 4. Ibu Harmini, ST, M.Eng, sebagai Dosen Wali di Universitas Semarang. 5. Bapak Agung Pikanandra Wibawa, selaku Pembimbing Kerja Praktek, Pemberi Materi selama penulis melakukan kerja praktek di PT. Indonesa Power Semarang PGU. Dalam pembuatan Laporan Kerja Praktek ini, penulis menyadari masih jauh dari sempurna dan banyak kekurangan. Oleh karena itu penulis menerima kritik dan saran yang bersifat membangun. iv

Semoga Laporan Kerja Praktek ini dapat bermanfaat bagi semua pihak terutama mahasiswa program studi S-1 Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Semarang.

Semarang, 8 Desember 2019

Penulis

v

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ................................................................................... i HALAMAN PENGESAHAN .................................................................... ii KATA PENGANTAR ................................................................................ iv DAFTAR ISI ............................................................................................... vi DAFTAR GAMBAR .................................................................................. ix DAFTAR TABEL ...................................................................................... xi BAB 1 PENDAHULUAN .......................................................................... 1 1.1.Latar Belakang ................................................................................. 1 1.2.Tujuan Kerja Praktek ....................................................................... 2 1.3.Tujuan Penulisan Laporan ................................................................ 2 1.4.Batasan Masalah ............................................................................... 3 1.5.Metodologi Pelaksanaan .................................................................. 4 1.6.Sistematika Penyusunan Laporan .................................................... 5 BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN ......................................... 7 2.1 Sejarah PT. Indonesia Power ........................................................... 7 2.2 Visi, Misi, dan Motto PT Indonesia Power ....................................... 10 2.2.1 Visi PT. Indonesia Power ........................................................ 10 2.2.2 Misi PT. Indonesia Power ....................................................... 10 2.2.3 Motto PT. Indonesia Power .................................................... 10 2.3 Makna dan Bentuk Logo PT. Indonesia Power ............................... 11 2.3.1 Makna Bentuk Logo PT. Indonesia Power ............................. 11 2.3.2 Bentuk Logo PT. Indonesia Power ......................................... 12 2.4 Nilai Perusahaan ............................................................................... 12 2.5 Bisnis Utama PT. Indonesia Power .................................................. 13 vi

2.5.1 Power Generation Unit (PGU) ............................................... 14 2.5.2 Operation and Maintenance Service Unit (OMU) .................. 14 2.6 PT Indonesia Power Semarang PGU ................................................ 16 2.7 Kapasitas Daya PT. Indonesia Power Semarang PGU ..................... 17 2.8 Lokasi PT. Indonesia Power Semarang PGU ................................... 18 2.9 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Semarang PGU .............. 19 2.9.1 Struktur General Manager ....................................................... 19 2.9.2 Struktur Bagian Operasi .......................................................... 20 2.9.3 Struktur Bagian Pemeliharaan.................................................. 21 BAB III DASAR TEORI ........................................................................... 22 3.1 Gambaran Umum PLTGU ............................................................... 22 3.2 Transformator .................................................................................. 25 3.3 UAT (Unit Auxiliary Transformer) .................................................. 27 3.3.1 Pengertian UAT (Unit Auxiliary Transformer) ........................ 28 3.3.2 Fungsi dan Manfaat UAT (Unit Auxiliary Transformer) ......... 28 3.3.3 Pemeliharaan UAT (Unit Auxiliary Transformer) ................... 29 3.3.4 Spesifikasi UAT pada GTG 2.2 PLTGU Blok 2 Tambak Lorok ........................................................................................................... 30 3.3.5 Komponen – Komponen Utama UAT ..................................... 31 3.4 PDC (Power Distribution Center) ................................................... 34 3.4.1 Bagian – Bagian PDC .............................................................. 28 3.4.1.1 Busbar .......................................................................... 35 3.4.1.2 Air Circuit Breaker ...................................................... 35 3.5 Kontaktor ......................................................................................... 36 3.5.1 Prinsip Kerja Kontaktor ........................................................... 37 3.5.2 Jenis - Jenis Kontaktor ............................................................. 37 BAB IV PEMBAHASAN ........................................................................... 38 4.1 Sistem kelistrikan PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU ................................................................................................... 38 vii

4.2 Pemeliharaan UAT (Unit Auxiliary Transformer) ............................ 40 4.3 Beban-Beban yang Terhubung dengan Power Distribution Center .. 40 4.4 Mekanisme Autotransfer antara UAT dan SST .............................. 42 4.4.1 Gas Turbine Generator Tidak Beroperasi ............................... 42 4.4.2 Gas Turbine Generator Mulai Beroperasi ............................... 44 4.4.1 Gas Turbine Generator Saat Beroperasi .................................. 45 4.5 Kegagalan Autotransfer pada Power Distribution Center ................ 46 4.5.1 Indikasi awal Kegagalan .......................................................... 46 4.5.2 Identifikasi Penyebab Kegagalan Autotransfer ........................ 48 4.5.3 Tindakan Penyelesaian Penanganan Kegagalan Autotransfer . 53 4.5.4 Faktor – Faktor Penyebab Kegagalan ...................................... 54 4.6 Akibat/Dampak dari Kegagalan Autotransfer .................................. 55 BAB V PENUTUP ...................................................................................... 56 5.1 Kesimpulan ...................................................................................... 56 5.2 Saran ................................................................................................. 57 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................. 58 LAMPIRAN ................................................................................................ 59

viii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Struktur Perusahaan PT. Indonesia Power ................................ 8 Gambar 2.2 Timeline Sejarah PT. Indonesia Power ..................................... 9 Gambar 2.3 Visi, Misi, Moto, dan Nilai PT. Indonesia Power .................... 10 Gambar 2.4 Logo PT. Indonesia Power ....................................................... 11 Gambar 2.5 Persebaran Bisnis Pembangkitan PT. Indonesia Power ............ 14 Gambar 2.6 Lokasi PT. Indonesia Semarang PGU ...................................... 19 Gambar 2.7 Struktur Organisasi General Manager Semarang PGU ............ 19 Gambar 2.8 Struktur Organisasi Bagian Operasi Semarang PGU ................ 20 Gambar 2.9 Struktur Organisasi Bagian Pemeliharaan Semarang PGU....... 21 Gambar 3.1 Siklus PLTGU .......................................................................... 23 Gambar 3.2 Transformator Daya ................................................................. 26 Gambar 3.3 Unit Auxiliary Transformer Unit 2.2 ....................................... 28 Gambar 3.4 Nameplate Unit Auxiliary Transformer ................................... 31 Gambar 3.5 Inti Trafo .................................................................................. 32 Gambar 3.6 Belitan/Kumparan Trafo .......................................................... 33 Gambar 3.7 Power Distribution Center ........................................................ 34 Gambar 3.8 Main Breaker PDC .................................................................... 36 Gambar 3.9 Kontaktor ................................................................................... 37 Gambar 4.1 Single Line Diagram PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU ........................................................................... 38 Gambar 4.2 Single Line Diagram menunjukkan Station Service Transformer................................................................................ 43 Gambar 4.3 Trafo SAT pada Single Line Diagram ...................................... 44 Gambar 4.4 Unit Auxiliary Transformer pada Single Line Diagram ........... 45 Gambar 4.5 Diagram Blok Aliran Daya PDC ............................................... 46 Gambar 4.6 Diagram Blok Kegagalan pada Aliran Daya PDC .................... 47 Gambar 4.7 Schematic Diagram Main Breaker PDC 2 GTG 2.2 ................. 49 ix

Gambar 4.8 Pengecekan PDC 2 dan PDC 12 ............................................... 51 Gambar 4.9 Schematic Diagram Kondisi Indikasi DCS............................... 52 Gambar 4.10 Schematic Diagram Kontak – Kontak Internal Breaker ......... 53 Gambar 4.11 Limit Switch Q152 ................................................................... 54

x

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Unit Pembangkitan PT. Indonesia Power .................................... 14 Tabel 2.2 Operation and Maintenance Service Unit (OMU) PT. Indonesia Power ........................................................................................... 15 Tabel 2.3 Power Generation and O&M Services Unit (POMU) PT. Indonesia Power .................................................................... 15 Tabel 2.4 Daya Terpasang PT. Indonesia Power Semarang PGU ............... 18 Tabel 3.1 Spesifikasi PLTGU Pembangkitan Semarang PGU ..................... 22 Tabel 3.2 Spesifikasi Unit Auxiliary Transformer ........................................ 30

xi

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Pesatnya perkembangan teknologi mendorong dunia pendidikan untuk berperan membentuk keterampilan dan juga kecakapan seseorang yang dipandang siap dari segi teoritis maupun praktikal. Untuk dapat menyokong ilmu pengetahuan yang telah didapat saat berada di dunia perkuliahan, maka seorang mahasiswa diperlukan untuk mengenali gambaran dan situasi real mengenai dunia kerja. Kerja praktik merupakan salah satu mata kuliah wajib di Jusuasn Teknik Elektro, Fakultas Teknik Universitas Semarang. Jurusan Teknik Elektro dengan konsentrasi Teknik Tenaga Listrik akan mempelajari berbagai hal yang berkaitan dengan kelistrikan sehingga untuk menunjang proses pembelajaran selama perkuliahan menuju pembelajaran yang aplikatif di lapangan. Dengan demikian mahasiswa dapat melihat secara langsung dan jelas sistem kelistrikan tersebut, sehingga mahasiswa dapat mengamati secara langsung penerapan dari ilmu teoritis yang diperoleh pada dunia pendidikan. Pembangkitan Tenaga Listrik Gas dan Uap (PLTGU) PT. Indonesia Power merupakan wadah bagi mahasiswa untuk mendalami pengetahuan teoritisnya menuju pengetahuan praktis selama kegiatan dilapangan. PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU terdiri dari dua blok, masing masing blok terdapat tiga unit GTG (Gas Turbin Generator), tiga unit HRSG (Hot Recovery Steam Generator), dan satu unit STG (Steam Turbin Generator). PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power termasuk pembangkitan yang bekerja dengan beban puncak (peakload) dan 1

digunakan untuk memenuhi sistem kelistrikan di Pulau Jawa dan Bali. Sebagai penyaluran listrik yang handal, maka dibutuhkan sistem distribusi listrik yang handal dan berkualitas supaya menghindari kerusakan alat dan kegagalan dalam memenuhi kelistrikan. Dengan melaksanakan kerja praktik di PT. Indonesia Power, diharapkan mahasiswa dapat mengamati, menerapkan teknologi yang ramah lingkungan dan memperoleh tambahan ilmu pengetahuan yang bermanfaat selama melaksanakan kerja praktik di PT. Indonesia Power Semarang Power Generation Unit. 1.2 Tujuan Kerja Praktek Secara umum, tujuan kerja praktik adalah untuk menambah ilmu dan pengetahuan serta menerapkan teori-teori di bangku perkuliahan pada sistem industri di lapangan. Secara khusus, tujuan kegiatan kerja praktik sebagai berikut : 1. Merupakan salah satu kewajiban memenuhi mata kuliah Kerja Praktek untuk memperoleh gelar sarjana di Jurusan Teknik Elektro, Universitas Semarang. 2. Mengetahui sistem kelistrikan di PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU. 3. Mengetahui macam-macam gangguan dan memberi pemahaman terhadap gangguan, terutama kegagalan autotransfer antara UAT dan SST. 4. Dapat mengident ifikasi dan menjelaskan proses penanganan gangguan spesifik pada kegagalan autotransfer antara UAT dan SST. 5. Mengetahui pengaruh kegagalan autotransfer terhadap kinerja dari PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU. 1.3 Tujuan Penulisan Laporan Tujuan penulisan laporan kerja praktik sebagai berikut : 2

1. Bagi Mahasiswa a. Merupakan kesempatan bagi mahasiswa untuk memperdalam ilmu sekaligus memahami profesi keteknikan sesuai bidang ilmu. b. Melatih mahasiswa dalam menerapkan ilmu yang telah dipelajari untuk menganalisis dan menyelesaikan masalah di lapangan. c. Menambah pengetahuan dan wawasan mahasiswa terhadap kondisi nyata di lapangan. 2. Bagi institusi pendidikan : a. Sebagai bahan evaluasi dalam meningkatkan mutu mahasiswa yang akan datang. b. Untuk menyiapkan lulusan yang lebih baik dan siap bekerja. c. Membina hubungan baik antara akademika dengan pihak institusi perguruan tinggi dan mahasiswa. d. Membina hubungan baik antara pihak institusi perguruan tinggi dan mahasiswa dengan instansi tempat pelaksanaan kerja praktik. 3. Bagi perusahaan a. Membina hubungan baik dengan pihak institusi perguruan tinggi dan mahasiswa. b. Untuk merealisasikan partisipasi dunia usaha terhadap pengembangan dunia pendidikan. 1.4 Batasan Masalah Penulis akan menghindari terlalu banyaknya bidang pembahasan agar terfokus, pada laporan kerja praktek ini hanya akan menjabarkan mengenai prinsip kerja UAT (Unit Auxiliary Transformer) dan SST (Station Service Transformer), identifikasi gangguan kegagalan autotransfer antara UAT dan SST, serta evaluasi penanganan gangguan tersebut pada kawasan (GTG) PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU. 3

1.5 Metodologi Pelaksanaan Metodologi pelaksanaan kerja praktek yang digunakan penulis untuk memperoleh data yang diperlukan dalam penyusunan laporan kerja praktek adalah sebagai berikut : 1.5.1

Sumber Data Sumber Data yang digunakan penulis dalam penyusunan laporan kerja

praktek ini adalah : 1. Data primer adalah data yang diperoleh secara langsung dari pihak-pihak yang bersangkutan pada perusahaan tersebut. 2. Data sekunder adalah data yang diperoleh dari berbagai literatur dan buku yang ada hubungannya dengan pembuatan laporan kerja praktek. 1.5.2

Metode Pengumpulan Data Dalam pembuatan laporan kerja praktek ini, penulis memiliki beberapa

tahapan pengumpulan data, diantaranya sebagai berikut : 1. Metode Observasi Pengumpulan data dengan pengamatan secara langsung di lapangan khususnya pada sistem kerja dan kondisi lapangan pada Unit Auxilary Transformer, panel breaker UAT dan panel breaker SST yang terletak pada kawasan GTG. Pengamatan dilakukan juga pada saat penanganan terhadap gangguan yang terjadi, mulai dari identifikasi hingga penyelesaian. 2. Metode Wawancara Pengumpulan data dengan menanyakan langsung tentang hal-hal yang berkaitan dengan sistem kerja dan kondisi lapangan pada Unit Auxilary Transformer, panel breaker UAT dan panel breaker SST kepada pembimbing lapangan, teknisi, dan operator di PT. Indonesia Power Semarang PGU.

4

3. Studi Literatur Pengumpulan data dengan mencari buku referensi, skematik dan modul pelatihan pendukung yang ada di PT Indonesia Power Semarang PGU, ditambah dengan sumber dari luar seperti buku referensi perkuliahan atau dari jurnal penelitian internet. 1.6 Sistematika Penyusunan Laporan Sistematika penyusunan pada laporan kerja praktek ini bertujuan untuk memberikan garis besar tentang apa yang dikemukakan oleh penulis dalam setiap bab laporan kerja praktek ini. Adapun sistematika penulisan laporan ini adalah sebagai berikut : BAB I : PENDAHULUAN Bab ini menjelaskan mengenai latar belakang, tujuan kerja praktek, tujuan penulisan laporan, batasan masalah, metodologi pelaksanaan serta sistematika penulisan laporan kerja praktek. BAB II : TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN Bab ini menjelaskan tentang sejarah berdirinya PT. Indonesia Power Semarang PGU, visi dan misi perusahaan, moto, nilai perusahaan, bisnis utama perusahaan, sasaran dan program kerja bidang produksi, makna bentuk dan warna logo PT. Indonesia Power, serta struktur organisasi dan manajemen yang diterapkan di lingkungan perusahaan. BAB III : DASAR TEORI Bab ini menjelaskan tentang proses pembangkitan tenaga listrik beserta uraian kerja berbagai sistem yang berhubungan dengan proses pembangkitan listrik di PLTGU Tambak Lorok Semarang PGU.

5

BAB IV : PEMBAHASAN Bab ini berisi tentang penjelasan mengenai prinsip kerja Unit Auxiliary Transformer dan Station Service Transformer, identifikasi gangguan kegagalan autotransfer antara SST dan UAT, serta evaluasi penanganan gangguan tersebut pada kawasan (GTG) PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Semarang PGU. BAB V : PENUTUP Bab ini menjelaskan mengenai kesimpulan dan saran dari pembahasan yang diuraikan pada laporan kerja praktek ini.

6

BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

2.1 Sejarah PT. Indonesia Power Pada awal 1990-an pemerintah Indonesia mempertimbangkan perlunya deregulasi pada sektor ketenagalistrikan. Langkah ke arah deregulasi tersebut diawali dengan berdirinya Paiton Swasta 1,

yang dipertegas dengan

dikeluarkannya Keputusan Presiden nomor 37 tahun 1992 tentang pemanfaatan sumber daya swasta melalui pembangkit – pembangkit listrik swasta. Kemudian pada akhir 1993, Menteri Pertambangan dan Energi (MPE) menerbitkan kerangka dasar

kebijakan

(Sasaran

dan

Kebijakan

Pengembangan

sub

Sektor

Ketenagalistrikan) yang merupakan pedoman jangka panjang restrukturisasi sektor ketenagalistrikan. Sebagai penerapan tahap awal, pada tahun 1994 PLN diubah statusnya dari PERUM menjadi PERSERO. Setahun kemudian, tepatnya pada tanggal 3 Oktober 1995, PT. PLN (PERSERO) membentuk dua anak perusahaan, yang tujuannya untuk memisahkan misi sosial dan misi komersial yang diemban oleh BUMN tersebut. Salah satu dari anak perusahaan tersebut adalah PT Pembangkitan Tenaga Listrik Jawa-Bali I, atau dikenal dengan PT. PLN PJB I. Anak perusahaan ini ditujukan untuk menjalankan usaha komersial pada bidang pembangkitan tenaga listrik dan usaha – usaha lain yang terkait. Pada tanggal 3 Oktober 2000, tepatnya pada ulang tahunnya yang ke-5, manajemen perusahaan secara resmi mengumumkan perubahan nama PT. PLN PJB I menjadi PT. INDONESIA POWER. Perubahan nama ini merupakan upaya untuk menyikapi persaingan yang semakin ketat dalam bisnis ketenagalistrikan dan sebagai persiapan untuk privatisasi perusahaan yang akan dilaksanakan dalam waktu dekat. 7

Walaupun sebagai perusahaan komersial di bidang pembangkitan baru didirikan pada pertengahan 1990-an, INDONESIA POWER mewarisi berbagai sejumlah aset berupa pembangkit dan fasilitas – fasilitas pendukungnya, dengan menggunakan beragam energi primer seperti air, batu bara, panas bumi, dan sebagainya. Namun demikian dari pembangkit – pembangkit tersebut, terdapat pula beberapa pembangkit paling tua di Indonesia seperti PLTA Plengan, PLTA Ubruk, PLTA Ketenger, dan sejumlah PLTA lainnya yang dibangun pada tahun 1920-an dan sampai sekarang masih beroperasi. Dari sini, dapat dipandang bahwa secara kesejarahan pada dasarnya usia PT INDONESIA POWER sama dengan keberadaan listrik di Indonesia.

Gambar 2.1 Struktur Perusahaan PT. Indonesia Power

Berawal pada pengelolaan Pembangkit Listrik di Jawa Bali, saat ini PT. Indonesia Power telah melakukan Pengembangan Bisnis Jasa Operasi Pemeliharaan di seluruh Indonesia baik melalui pengelolaan sendiri, melalui Anak Perusahaan, maupun melalui Usaha Patungan. PT Indonesia Power mengelola 5 Unit Pembangkitan (UP), 12 Unit Jasa Pembangkitan (UJP) serta 3 Unit Pembangkitan dan Jasa Pembangkitan (UPJP) dan 1 Unit Jasa Pemeliharaan 8

(UJH). Secara keseluruhan, Indonesia Power memiliki daya mampu sekitar 14.000 MW dari daya yang tersedia di Indonesia. Daya tersebut merupakan daya mampu terbesar yang dimiliki oleh sebuah perusahaan pembangkitan di Indonesia. Secara garis besar, timeline sejarah PT. Indonesia Power dapat dilihat pada gambar 2.2 sebagai berikut :

1995

Pendirian PT PLN Pembangkitan Tenaga Listrik Jawa-Bali 1 (PTPLN PJB 1)

2004 Penajaman misi perusahaan fokus pada bidang pembangkitan tenaga listrik

1997

1998

2000

Pendirian anak perusahaan PTArtha Daya Coalindo

Pendirian anak perusahaan PT Cogindo Daya Bersama

Perubahan nama PT PLN PJB 1 menjadi PT Indonesia Power dan pencanangan visi dan misi

2007

2009

2010

Pendirian anak perusahaan PT Indo Pusaka Berau

Pengembangan usaha di bidang penyediaan jasa operation & maintenace (O&M)

Penetapan target world class services (WCS) 2015

2000

Pendirian anak perusahaan PT Rekadaya Elektrika

2015

Indonesia Power Top 100 WCS

Gambar 2.2 Timeline Sejarah PT. Indonesia Power

Unit Pembangkit Semarang mengelola unit – unit Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG), dan Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) dengan kapasitas terpasang sebesar 1.313,33 MW yang tersebar di 3 lokasi yaitu PLTU dan PLTGU Tambak Lorok (Semarang), PLTG Lomanis (Cilacap), PLTG Sunyaragi (Cirebon), dan PLTD Legon Bajak (Karimun Jawa). Indonesia Power Semarang PGU memegang peranan yang penting dalam menjaga kehandalan dan mutu sistem kelistrikan 9

Jawa-Bali utamanya di Jawa Tengah. 2.2 Visi, Misi, Motto PT. Indonesia Power 2.2.1. Visi PT. Indonesia Power Visi dari PT Indonesia Power adalah : menjadi perusahaan energi tepercaya yang tumbuh berkelanjutan. 2.2.2. Misi PT. Indonesia Power Misi dari PT. Indonesia Power adalah menyelenggarakan bisnis pembangkitan tenaga listrik dan jasa terkait yang bersahabat dengan lingkungan. 2.2.3. Motto PT. Indonesia Power Motto PT. Indonesia Power adalah “Trust Us For Power Excellence”.

Gambar 2.3 Visi, Misi, Moto, dan Nilai PT. Indonesia Power

10

2.3 Makna dan Bentuk Logo PT. Indonesia Power Logo merupakan bagian dari identitas perusahaan, sedangkan identitas perusahaan adalah suatau cara atau hal yang memungkinkan perusahaan dapat dikenal dan dibedakan dari perusahaan lain. PT. Indonesia Power mempunyai logo atau lambang yang dijadikan sebagai identitas perusahaa dengan tujuan agar konsumen atau publik pada umumnya mudah mengenal dan mengingat perusahaan. Logo yang dimiliki PT.Indonesia Power adalah bertuliskan Indonesia dan Power seperti Gambar 2.4 berikut :

Gambar 2.4 Logo PT. Indonesia Power

Makna, bentuk, dan warna pada logo PT. Indonesia Power merupakan cerminan identitas dan lingkup usaha yang dimilikinya secara keseluruhan. Nama Indonesia Power merupakan nama yang kuat untuk melambangkan lingkup usaha perusahaan sebagai Power Utility Company di Indonesia. 2.3.1 Makna Bentuk Logo PT. Indonesia Power Makna warna logo yang terdapat pada gambar di atas adalah sebagai berikut: 1. Merah Warna ini diaplikasikan pada kata INDONESIA, dimana menunjukkan identitas yang memiliki karakter kuat dan kokoh sebagai pemilik sumber daya untuk memproduksi tenaga listrik, guna dimanfaatkan baik di dalam 11

maupun di luar negeri. 2. Biru Sedangkan untuk warna biru ini diaplikasikan pada kata POWER, dimana warna ini menggambarkan karakter pintar dan bijaksana. Makna dari warna ini adalah untuk menunjukkan produk tenaga listrik yang dihasilkan perusahaan yang memiliki ciri–ciri berteknologi tinggi, efisien, aman dan ramah lingkungan. 2.3.2. Bentuk Logo PT. Indonesia Power Adapun makna bentuk dari logo PT. Indonesia Power yang terdapat pada Gambar 2.4 adalah sebagai berikut: 1. Kata INDONESIA dan POWER pada logo PT. Indonesia Power merupakan sebuah nama yang kuat, sehingga ditampilkan dengan menggunakan jenis huruf (font) yang memiliki kesan tegas dan kuat yaitu futura book regular dan futura bold. 2. Aplikasi bentuk kilatan pada huruf O pada kata POWER melambangkan TENAGA LISTRIK yang merupakan lingkup utama usaha dari PT. Indonesia Power. 3. Red dot (titik/bulatan merah) yang terdapat pada ujung kilatan petir merupakan simbol perusahaan yang telah digunakan sejak masih bernama PT. PLN PJB I. Titik ini merupakan simbol yang digunakan di sebagian besar materi komunikasi perusahaan, yang menggambarkan kesatuan tekad dan perasaan insan PT. Indonesia Power dalam bekerja dan berusaha mewujudkan keberlangsungan hidup perusahaan. Diharapkan dengan simbol ini identitas perusahaan dapat langsung terwakili. 2.4 Nilai Perusahaan Nilai – nilai perusahaan yang terdapat pada PT. Indonesia Power terbagi menjadi 4 yang kemudian disingkat menjadi IP-AKSI adalah sebagai berikut : 12

1. Integritas Sikap moral yang mewujudkan tekad untuk memberikan yang terbaik kepada perusahaan. 2. Profesional Menguasai pengetahuan, ketrampilan dan kode etik sesuai bidang pekerjanya. 3. Proaktif Insan IP senantiasa peduli dan cepat tanggap melakukan peningkatan kinerja untuk mendapatkan kepercayaan stakeholder. 4. Sinergi Insan IP senantiasa membangun hubungan kerja sama yang produktif atas dasar saling percaya untuk menghasilkan karya unggul. 2.5 Bisnis Utama PT. Indonesia Power Berawal dari pengelolaan Pembangkit Listrik di Jawa Bali, saat ini Indonesia Power telah melakukan pengembangan bisnis Jasa Operasi Pemeliharaan di seluruh Indonesia baik melalui pengelolaan sendiri, maupun melalui anak perusahaan. Dalam bisnisnya, PT. Indonesia Power mendistribusikan energi listrik tersebut kepada PT. PLN (Persero), yang kemudian disalurkan menuju konsumen. Selain menyediakan tenaga listrik, PT. Indonesia Power juga memiliki unit usaha Operation & Maintenance (O&M). Perusahaan memiliki peran sebagai pengelola utama aset jasa O&M untuk pembangkit milik PLN. PT. Indonesia Power sendiri telah mengelola 5 Power Generation Unit (PGU), 12 Operation and Maintenance Service Unit (OMU), 3 Power Generation and O&M Services Unit (POMU), serta 1 Unit Jasa Pemeliharaan (UJH).

13

Gambar 2.5 Persebaran Bisnis Pembangkitan PT. Indonesia Power

2.5.1 Power Generation Unit (PGU) Power Generation Unit (PGU) yang dikelola oleh PT Indonesia Power berjumlah 5 unit dengan kapasitas terpasang total 6473 MW. Berikut ini merupakan rincian dari unit tersebut : Tabel 2.1 Unit Pembangkitan PT. Indonesia Power

Power Generation Unit (PGU)

1 2 3

Suralaya PGU Saguling PGU Mrica PGU

Kapasitas Terpasang 3400 MW 797 MW 310 MW

4

Semarang PGU

1313,3 MW

5

Bali PGU

No

Nama Unit

557 MW

Jenis Pembangkit PLTU PLTA PLTA PLTU, PLTG, PLTGU, PLTD PLTD, PLTG

2.5.2 Operation and Maintenance Service Unit (OMU) PT Indonesia Power mendapatkan penugasan dari PT PLN untuk mengelola PLTU Program Percepatan Diversifikasi Energi (PPDE) 10.000 MW sebagai Aset 14

Operation dan Maintenance untuk 12 Unit Jasa Pembangkitan (Operation and Maintenance Service Unit), dengan total kapasitas 6044 MW. Tabel di bawah ini menunjukkan rincian dari Operation and Maintenance Service Unit (OMU) dan Power Generation and O&M Services Unit (POMU) PT. Indonesia Power : Tabel 2.2 Operation and Maintenance Service Unit (OMU) PT. Indonesia Power

Operation and Maintenance Service Unit (OMU) Kapasitas Nama Unit Jenis Pembangkit Terpasang Banten 1 Suralaya 625 MW PLTU Banten 2 Labuan 2 x 300 MW PLTU Banten 3 Lontar 3 x 315 MW PLTU Jawa Barat 2 3 x 350 MW PLTU Jawa Tengah 2 660 MW PLTU Pangkalan Susu PLTU 2 x 200 MW PLTGU Cilegon 740 MW PLTU Barru 2 x 50 MW PLTU Jeranjang 3 x 25 MW PLTU Sanggau 2 x 7 MW PLTU Houltekam 2 x 10 MW PLTU Sintang 3 x 21 MW

No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tabel 2.3 Power Generation and O&M Services Unit (POMU)PT. Indonesia Power

No 1 2 3

Power Generation and O&M Services Unit (POMU) Kapasitas Nama Unit Jenis Pembangkit Terpasang PLTU, PLTG, PLTGU, Priok 1248 MW PLTD Kamojang 375 MW PLTP Perak & Grati 864 MW PLTGU Sasaran utama dalam bisnis PT. Indonesia Power adalah mendukung

pemenuhan rencana penjualan dengan biaya yang kompetitif dan optimal serta meningkatkan pelayanan pasokan kepada konsumen. Beberapa strategi untuk 15

mencapai sasaran tersebut adalah sebagai berikut : 1. Melakukan optimalisasi kemampuan produksi dengan biaya murah. 2. Meningkatkan efisiensi operasi pembangkit mencakupi biaya bahan maupun biaya pemeliharaan. 3. Meningkatkan optimalisasi pada operasi pembangkit. 4. Meningkatkan keandalan pada pola pembangkitan dengan cara meningkatkan availability, mempersingkat waktu pemeliharaan, dan menekan gangguan. Selain itu beberapa program kerja yang terdapat pada bidang produksi adalah sebagai berikut : 1. Mengoptimalkan kemampuan produksi. 2. Meningkatkan efisiensi operasi dan pemeliharaan pembangkit meliputi

efisiensi

thermal,

efisiensi

pemeliharaan,

serta

pengawasan volume dan mutu bahan bakar. 3. Meningkatkan keandalan kerja dari pembangkit. 4. Melakukan optimalisasi biaya dari bahan bakar. 5. Meningkatkan

waktu

operasi

dan

mempersingkat

waktu

pemeliharaan. 2.6 PT. Indonesia Power Semarang PGU PT. Indonesia Power Semarang PGU didirikan pada bulan September tahun 1973 dan selesai pada tahun 1978 oleh PLN Proyek Induk Pembangkitan Thermis (PIKITTERM) yang menghasilkan PLTU Unit I dan II dan siap untuk dioperasikan. Sesuai dengan keputusan Kepala Wilayag XIII No.003/PW/XIII/81, pada tanggal 1 juli 1981 diresmikan PLTU sektor Semarang Unit 1 dan 2 yang berkapasitas 100 MW. Dengan terbitnya Surat Keputusan Direksi No. 016/DIR/83 tanggal 12 Februari 1983, sektor Semarang dalam organisasi PLN Pembangkitan dan 16

Penyaluran Jawa Barat, PLN Sektor Semarang mengelola 3 unit PLTU dan 4 unit PLTG. Pada bulan November 1993, Unit Pembangkitan Semarang ditambah dengan 2 Blok Unit PLTGU (combined cycle) terdiri dari 6 x 100 MW PLTG dan 2 x 100 MW PLTU. Karena penambahan besar daya terpasang tersebut, keberadaan PLTG Pandean Lamper Unit 1 sampai 4 dihentikan operasinya sejak awal tahun 1994. Sejak tanggal 1 November 1994, berubah namanya menjadi PT PLN PJB UPS yang berkedudukan di Jalan Ronggowarsito Semarang. PT Indonesia Power Semarang PGU mempunyai komitmen untuk menyediakan tempat kerja yang aman, selamat, dan sehat untuk karyawannya. Perusahaan memberikan prioritas tentang lingkungan kerja, keselamatan kerja, sehat, ramah lingkungan dan save dalam proses penyediaan tenaga listrik. PT Indonesia Power Semarang PGU sebagai salah satu unit PT. Indonesia Power telah melakukan langkah – langkah besar dalam menangani masalah limbah, seperti mengukur dan memelihara kualitas lingkungan untuk mengatur gas yang dihasilkan. Untuk limbah cair, Unit Pembangkitan Semarang telah menggunakan oil separator untuk memisahkan minyak dan untuk limbah kimia dibangun waste water treatment untuk menormalkan kualitas air. 2.7 Kapasitas Daya PT Indonesia Power UP Semarang PT. Indonesia Power Unit Pembangkit Semarang mengelola unit - unit Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG), dan Pembangkit Tenaga Listrik Gas dan Uap (PLTGU) dengan kapasitas terpasang sebesar 1.313,33 MW yang tersebar di empat lokasi yaitu PLTU dan PLTGU Tambak Lorok (Semarang), PLTG Lomanis (Cilacap), PLTG Sunyaragi (Cirebon), dan PLTD Karimunjawa (Jepara). Unit pembangkitan Semarang memegang peranan yang penting dalam menjaga keandalan dan mutu sistem kelistrikan Jawa Bali terutama Jawa Tengah. Tabel 2.4 di bawah ini menunjukkan jenis pembangkit

17

serta daya yang terpasang pada tiap pembangkit yang dikelola oleh PT. Indonesia Power Semarang PGU. Tabel 2.4. Daya Terpasang PT. Indonesia Power Semarang PGU

Mesin Pembangkit Tambak Lorok 3

Daya PLT 200,00UMW PLTG 109,65UMW 109,65 MW 109,65 MW 188,00 MW 109,65 MW 109,65 MW 109,65 MW 188,00 MW PLT 20,03 G MW 29,00 MW 26,00 MW PLT D 4,4 MW

Merek Mesin Tahun Operasi Mitsubishi

198 3

GE GE GE GE GE GE GE GE

199 3 199 3 199 3 199 7 199 6 199 6 199 6 199 7

Alsthom Westinghause Westinghause

197 6 199 6 199 6

Mesin Diesel 1.313,33 MW 2.8 Lokasi PT Indonesia Power Semarang PGU

201 6

Tambak Lorok GTG 1.1 Tambak Lorok GTG 1.2 Tambak Lorok GTG 1.3 Tambak Lorok STG 1.0 Tambak Lorok GTG 2.1 Tambak Lorok GTG 2.2 Tambak Lorok GTG 2.3 Tambak Lorok STG 2.0 Sunyaragi 2 Cilacap 1 Cilacap 2 Legon Bajak Karimunjawa Total Daya Terpasang

PT. Indonesia Power Semarang PGU terletak di JL. Ronggowarsito, Komplek Pelabuhan Tanjung Emas, Kota Semarang, Jawa Tengah 50174, Indonesia. Terletak sekitar ± 5 km dari pusat Kota Semarang dengan luas bangunan sekitar 400.000 m2. Untuk lebih jelas lokasi PT. Indonesia Power UP Semarang dapat diperhatikan gambar berikut.

18

Gambar 2.6 Lokasi PT. Indonesia Power Semarang PGU

2.9 Struktur Organisasi PT Indonesia Power Semarang PGU Berikut ini merupakan began struktur organisasi dari PT. Indonesia Power Semarang PGU : 2.9.1 Struktur General Manager

Gambar 2.7 Struktur Organisasi General Manager Semarang PGU

19

Struktur organisasi yang ada pada Semarang PGU dapat dilihat melalui Gambar 2.7 diatas, dimana setiap manajer berbagai bidang langsung berada di bawah pimpinan seorang General Manager. 2.9.2 Struktur Bagian Operasi

Gambar 2.8 Struktur Organisasi Bagian Operasi Semarang PGU

Struktur organisasi pada bagian operasi di Semarang PGU seperti yang tertera pada Gambar 2.8 diatas menggambarkan setiap supervisor yang bertugas dalam mengoperasikan unit pembangkit di PLTGU Tambak Lorok langsung dikepalai oleh seorang manajer bidang operasi.

20

2.9.3 Struktur Bagian Pemeliharaan Struktur organisasi pada bagian pemeliharaan di Semarang PGU seperti yang tertera pada Gambar 2.9 diatas menggambarkan setiap supervisor yang bertugas dalam memelihara unit pembangkit di PLTGU Tambak Lorok langsung dikepalai oleh seorang manajer bidang pemeliharaan.

Gambar 2.9 Struktur Organisasi Bagian Pemeliharaan Semarang PGU

21

BAB III DASAR TEORI

3.1 Gambaran Umum PLTGU PLTGU yang ada di Semarang PGU memiliki delapan unit pembangkit yang dikelompokkan dalam dua blok. Satu blok PLTGU terdiri dari tiga unit GTG dan satu unit STG. Satu unit GTG dapat menghasilkan daya listrik 100 MW dan satu unit STG mampu menghasilkan daya listrik mencapai 200 MW. Spesifikasi setiap blok dapat dilihat pada tabel 3.1 dibawah ini. Tabel 3.1 Spesifikasi PLTGU Pembangkitan Semarang PGU

PLTGU Blok 1

PLTGU Blok 2

GTG 1.1 GTG 1.2 GTG 1.3 HRSG 1.1 HRSG 1.2 HRSG 1.3 STG 1.0

GTG 2.1 GTG 2.2 GTG 2.3 HRSG 2.1 HRSG 2.2 HRSG 2.3 STG 2.0

PLTGU Blok 1 dan PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU memiliki kesamaan pada jumlah GTG (Gas Turbin Generator), STG (Steam Turbin Generator), serta HRSG (Heat Recovery Steam Generator) yang masing-masing berturut-turut berjumlah 3 GTG (Gas Turbin Generator), 3 HRSG (Heat Recovery Steam Generator), dan 1 STG (Steam Turbin Generator). Gambar 3.1 di bawah merupakan gambaran secara garis besar mengenai siklus PLTGU yang menampilkan tahapan proses pembuatan listrik mulai dari awal siklus PLTG atau biasa disebut simple cycle, dilanjutkan dengan siklus PLTU atau biasa disebut

22

combined cycle, dan diakhiri dengan proses transmisi tenaga listrik bertegangan 150 kV.

GAS

Gambar 3.1 Siklus PLTGU

Pada dasarnya, prinsip kerja dari PLTGU memiliki dua macam pengoperasian, yaitu : 1. Simple cycle/ open cycle Ciri pengoperasian siklus ini adalah gas buang dari turbin gas langsung dibuang ke atmosfer melalui cerobong atau stack. Urutan kerjanya adalah sebagai berikut: a. Motor

cranking

sebagai

penggerak

awal

turbin

berputar

menggunakan energi listrik dari jaringan 150 kV Jawa-Bali. Motor cranking juga berfungsi memutar kompresor sebagai penghisap udara luar, dengan terlebih dahulu melalui air inlet filter. Udara luar ini diubah menjadi udara bertekanan untuk sebagian kecil dipakai

23

pada proses pembakaran dan sebagian besar sebagai pendingin turbin. b. Bahan bakar berupa gas dimasukkan ke dalam ruang bakar atau combustion chamber. Pada saat gas dan udara bertekanan bercampur dalam combustion chamber, bersamaan dengan itu busi (spark plug) mulai memercikkan bunga api sehingga menyulut proses pembakaran. c. Gas panas yang dihasilkan dari proses pembakaran ini digunakan sebagai pemutar turbin gas yang berputar satu poros dengan generator. Generator menghasilkan listrik dengan tegangan keluaran sebesar 11,5 kV dan dinaikkan tengangannya menjadi 150 kV oleh trafo GT (Generator Transformator) d. Akhir proses simple cycle/ open cycle adalah gas buang dari turbin gas langsung dibuang melalui cerobong atau stack. 2. Combined cycle/ close cycle Ciri dari pengoperasian siklus ini adalah gas buang dari turbin gas dimanfaatkan untuk memanaskan air dalam HRSG (heat recovery steam generator). Uap hasil pemanasan digunakan untuk menggerakkan turbin uap. Urutan kerjanya adalah sebagai berikut : a. Gas buang dengan suhu 560⁰C yang keluar dari turbin gas dipakai kembali (diatur oleh selector valve atau diverter damper) untuk dimasukkan ke dalam HRSG. b. Di dalam HRSG terdapat banyak pipa sebagai jalur untuk memanaskan air agar menjadi uap, memanfaatkan panas dari gas buang GTG. Terdapat dua macam uap keluaran HRSG yaitu uap HP (high pressure) dan uap LP (low pressure).

24

c. Uap yang dihasilkan dipakai untuk memutar turbin uap. Uap HP (high pressure) digunakan untuk memutar HP Turbine sebagai penggerak mula-mula, setelah itu uap masuk ke LP Turbine sebagai accelerator putaran turbin. d. Berputarnya turbin uap akan menghasilkan tenaga listrik pada generator. Uap bekas dari turbin tadi dikondensasi lagi di condenser dengan air laut sebagai pendingin. e. Air kondesat dipompa oleh condesate pump, selanjutnya dimasukkan ke dalam deaerator dan dipompa kembali oleh feed water pump menuju drum pada HRSG untuk kembali diubah menjadi uap. Penerapan sistem combined cycle menjadikan operasi pembangkit lebih efisien. Selain itu pembangkit tenaga gas merupakan pembangkit yang ramah lingkungan karena tingkat pembakaran hampir sempurna sehingga emisi karbon dioksida dan limbah cair lebih rendah dibandingkan dengan pembangkit listrik yang memakai batu bara sebagai bahan bakarnya. 3.2 Transformator Transformator merupakan suatu peralatan listrik yang berfungsi untuk mengubah nilai suatu tegangan tertentu menjadi nilai tegangan yang lain. Transformator yang akan di bahas kali ini merupakan transformator yang berjenis transformator daya. Transformator daya adalah suatu peralatan listrik yang berfungsi menyalurkan tenaga atau daya listrik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya.

25

Gambar 3.2 Transformator Daya

Dalam operasi penyaluran tenaga listrik, transformator dapat dikatakan sebagai jantung dari sistem transmisi dan distribusi. Dalam kondisi ini transformator

diharapkan dapat bekerja

secara

maksimal. Penggunaan

transformator dalam sistem tenaga listrik memungkinkan terpilihnya tegangan yang sesuai untuk tiap-tiap keperluan, misalnya kebutuhan akan tegangan tinggi dalam pengiriman listrik jarak jauh untuk mengurangi rugi-rugi daya. Kegunaan transformator pada sistem penyaluran tenaga listrik antara lain : 1. Transformator step up, digunakan untuk menaikan tegangan pembangkit menjadi tegangan transmisi. 2. Transformator step down, digunakan untuk menurunkan tegangan transmisi menjadi tegangan distribusi. 3. Transformator instrumen, digunakan untuk menurunkan tegangan dan arus supaya masuk ke dalam meter pengukuran. 26

Transformator mempunyai dua kumparan (primer dan sekunder) yang bersifat induktif. Kedua kumparan ini terpisah secara elektris namun berhubungan secara magnetis. Apabila kumparan primer dihubungkan dengan sumber tegangan AC, maka akan muncul flux didalam inti, karena rangkaian tertutup maka mengalir arus primer. Akibatnya dikumparan primer dan sekunder terjadi induksi (self induction) yang menyebabkan timbulnya flux magnet pada kumparan sekunder jika rangkaian sekunder dibebani, maka energi listrik dapat ditransfer secara magnetisasi. 3.3 UAT (Unit Auxiliary Transformer) Sebuah sistem pembangkit tenaga listrik tidaklah hanya terdiri dari turbin dan generator saja. Namun juga terdapat berbagai macam motor maupun komponen penunjang lainnya. Peralatan penunjang kerja generator biasanya dikategorikan sebagai peralatan pemakaian sendiri atau biasa disebut dengan auxiliary. Komponen yang termasuk dalam pemakaian sendiri biasanya terdiri dari motor – motor pompa, motor untuk control valve, dan motor lainnya. Motor – motor auxiliary tersebut membutuhkan suplai tegangan agar dapat bekerja. Sumber tegangan yang digunakan untuk menyuplai peralatan tersebut pada PT. Indonesia Power Semarang PGU terbagi menjadi dua, yaitu sebagai berikut: 1. Sumber berasal dari jaringan listrik PLN 150 kV yang diturunkan tegangannya menggunakan SST atau Station Service Transformer menjadi 6,3 kV. Kemudian dilakukan step-down kembali menggunakan Station Auxiliary Transformer (SAT) menjadi 400 V agar dapat digunakan oleh peralatan auxiliary yang ada. 2. Sumber berikutnya adalah berasal dari pembangkit gas maupun uap yang terdapat pada PLTGU PT. Indonesia Power Semarang. Output dari GTG maupun STG sebagian digunakan dan diturunkan level tegangannya pada 27

nilai 400 V menggunakan Unit Auxiliary Transformer atau UAT. Cara ini biasa disebut dengan pemakaian sendiri. 3.3.1. Pengertian UAT (UnitAuxiliary Transformer) Unit Auxiliary Transformer atau yang biasa disebut juga dengan UAT merupakan salah satu komponen utama pada suatu sistem pembangkit listrik. UAT merupakan sebuah trafo step down yang digunakan untuk memberikan suplai daya pada peralatan pemakaian sendiri. Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, UAT menurunkan tegangan yang berasal dari keluaran generator untuk langsung dipakai oleh peralatan pendukung di suatu unit pembangkit. 3.3.2. Fungsi dan Manfaat UAT (UnitAuxiliary Transformer) Dengan menggunakan UAT sebagai trafo daya untuk komponen pemakaian sendiri, maka dapat meningkatkan kehandalan dan juga meningkatkan nilai ekonomis yang dihasilkan dari GTG di PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU. Hal ini dikarenakan suplai daya yang dipakai oleh peralatan diambil dari daya hasil pembangkitan (pemakaian sendiri), sehingga dapat menghemat pengeluaran untuk pembelian listrik dari PLN.

Gambar 3.3 Unit Auxiliary Transformer Unit GTG 2.2

28

3.3.3. Pemeliharaan UAT (UnitAuxiliary Transformer) Sebuah peralatan listrik memerlukan pemeliharaan secara rutin agar peralatan tersebut tetap dapat berjalan dengan baik dan handal, apalagi jika peralatan listrik tersebut beroperasi secara terus–menerus seperti trafo UAT PLTGU pada PT.Indonesia Power Semarang PGU. Adapun jenis–jenis pemeliharaan pada UAT (UnitAuxiliary Transformer) adalah sebagai berikut : 1. Predictive Maintenance Pemeliharaan yang dilakukan dengan cara memprediksi kondisi suatu peralatan listrik tentang kemungkinan peralatan listrik tersebut menuju kegagalan. Dengan memprediksi kondisi tersebut dapat diketahui gejala kerusakan secara dini. Untuk pemeliharaan ini diperlukan peralatan dan personil khusus untuk melakukan analisis kondisi dari peralatan tersebut sehingga pemeliharaan ini disebut juga pemeliharaan berdasarkan kondisi (condition base maintenance). 2. Preventive Maintenance Pemeliharaan yang dilaksanakan untuk mencegah terjadinya kerusakan peralatan secara tiba-tiba dan untuk mempertahankan unjuk kerja peralatan yang optimal sesuai umur teknisnya. Kegiatan ini dilaksanakan secara berkala dengan berpedoman kepada Manual Instruction dan standar yang ada, serta pengalaman operasi di lapangan. Pemeliharaan ini disebut juga dengan pemeliharaan berdasarkan waktu (time base maintenance). Pemeliharaan Preventif pada Transformator adalah pemeliharaan rutin yang dilakukan secara berkala untuk memonitor kondisi Transformator dengan cara melakukan pemeriksaan parameter-parameter dan kondisi fisik pada Transformator secara visual. Pemeliharaan Preventif Transformator bisa dilakukan saat Transformator bertegangan (Energized).

29

3. Corrective Maintenance Pemeliharaan yang dilakukan dengan berencana pada waktu-waktu tertentu ketika peralatan listrik mengalami kelainan atau unjuk kerja rendah pada saat menjalankan fungsinya dengan tujuan untuk mengembalikan pada kondisi

semula

disertai

perbaikan

dan

penyempurnaan

instalasi.

Pemeliharaan ini disebut juga dengan troubleshooting. 4. Breakdown Maintenance Pemeliharaan yang dilakukan setelah terjadi kerusakan mendadak yang waktunya tidak tertentu dan sifatnya darurat. Pemeliharaan harus segera dilakukan untuk mengurangi lama waktu peralatan listrik tidak beroperasi. Semakin jarang terjadi pemeliharaan ini, maka menunjukkan bahwa pemeliharaan jenis lain berhasil karena peralatan listrik terhindar dari kerusakan. 3.3.4 Spesifikasi UAT pada GTG 2.2 PLTGU Blok 2 Tambak Lorok Dibawah ini ditunjukkan spesifikasi detail dari UAT (UnitAuxiliary Transformer) yang terdapat pada unit GTG 2.2, PLTGU Blok 2 Tambak Lorok PT. Indonesia Power Semarang PGU : Tabel 3.2 Spesifikasi Unit Auxiliary Transformer

Parameter

Unit Auxiliary Transformer

Rated Power

1.6 MVA

Cooling Type

ONAN Voltage

Primary Secondary

11.5 kV

Frequency

50 Hz

0.4 kV Insulation Level 30

Lightning Impulse Level 110 kV Primary

Power Frequency Withstand Voltage 34 kV

Impedance Voltage

Power Frequency Withstand Voltage 3 kV 6.5% - 0%, + 10% (based on 1.6 MVA at

Temperature Rise

75°C on 65 principle tap)K Winding K, Oil 60

Connection

Dyn1

Secondary

Gambar 3.4 Nameplate Unit Auxiliary Transformer

3.3.5. Komponen – Komponen Utama UAT 1. Inti Trafo Inti pada trafo terbuat dari beberapa jenis bahan, misal udara sebagai inti trafo, namun pada umumnya yang dijadikan sebagai inti trafo adalah besi. 31

Fungsi inti besi yaitu mempermudah jalannya fluks/medan magnet yang timbul saat kumparan diberi arus listrik untuk mengurangi rugi-rugi panas.

Gambar 3.5 Inti Trafo

2. Kumparan Kumparan adalah beberapa lilitan kawat tembaga yang dilapisi bahan isolasi. Kumparan tersebut terdiri dari kumparan primer dan kumparan sekunder yang diisolasi baik terhadap inti besi maupun terhadap antar kumparan dengan isolasi padat seperti karton. Kumparan digunakan sebagai alat transformasi tegangan dan arus. Banyaknya lilitan akan menentukan besar tegangan dan arus yang ada pada sis sekunder. Untuk trafo dengan daya besar, kumparan dimasukkan dalam minyak trafo yang berfungsi sebagai pendingin.

32

Gambar 3.6 Belitan/Kumparan Trafo

3. CT (Current Transformer) CT (Current Transformer) merupakan trafo arus yang berfungsi sebagai penurun level tegangan agar nilai tegangan yang ada pada UAT dapat di monitor melalui alat ukur. 4. Off-Circuit Tap-Changer Kegunaan dari tap changer tipe ini adalnh sebagai pengubah tap pada trafo di saat trnfo sedang tidak dieksitasi, dengan kata lain trafo tidak terhubung ke beban. 5. Conservator Conservator dengan tipe diafragma memiliki fasilitas dehydrating breather, disediakan untuk memisahkan antara minyak trafo dengan udara atmosfer. 33

3.4 PDC (Power Distribution Center) Power Distribution Center adalah pusat pendistribusian daya ke beban pemakaian sendiri. Sekilas hampir sama seperti Switchgear, PECC, dan MCC dalam hal fungsi dan bentuk. Bentuk PDC berupa sebuah kubikel (seperti panel) yang di dalamnya berisi Busbar, fungsinya sebagai pembagi daya ke beban seperti motor listrik dan peralatan penunjang lainnya, yang membedakan dengan sistem pendistribusi lainnya adalah urutan pada sistem ketenagalistrikan yang diterapkan di PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU.

Gambar 3.7 Power Distribution Center

34

3.4.1. Bagian – Bagian PDC 3.4.1.1. Busbar Dalam sistem distribusi tenaga listrik, istilah busbar digunakan untuk menggambarkan batang kondutor yang menghubungkan beberapa peralatan listrik. Busbar ini dapat menghantarkan arus listrik yang digunakan pada switchboard, distribution board, substation, battery bank, maupun peralatan listrik lainnya. Biasanya busbar digunakan untuk menghantarkan arus listrik dalam jarak yang relatif pendek. Dengan tuas permukaan busbar yang lebih luas dapat mengurangi losses akibat corona discharge. Busbar merupakan salah satu komponen yang utama, karena melalui busbar inilah daya listrik yang dihasilkan oleh generator dapat disalurkan menuju komponen lainnya, terutama komponen penunjang pembangkitan. 3.4.1.2. AC Circuit Breaker Tipe Circuit breaker yang digunakan di PDC adalah MCCB (Molded Case Circuit Breaker). Circuit breaker adalah sebuah peralatan listrik yang dapat dioperasikan secara manual ataupun otomatis, berfungsi seperti saklar listrik yang dapat memutus atau menyambungkan rangkaian listrik. Sebuah CB didesain sebagai proteksi yang melindungi peralatan listrik lain yang terhubung dengan jaringan tersebut. Masalah yang biasanya dapat merusak peralatan listrik yaitu Overcurrent, Overload, maupun short circuit. Fungsi utama daripada CB adalah untuk memutus aliran arus listrik setelah relay proteksi mendeteksi adanya gangguan. Berbeda dengan fuse, sebuah CB dapat di reset kembali sehingga operasi dapat berjalan normal kembali. Ukuran dari CB bervariasi terhadap level tegangan yang di proteksi, semakin besar level tegangan, semakin besar pula ukuran dari CB yang digunakan.

35

Gambar 3.8 Main Breaker PDC

Dapat dilihat pada gambar tersebut, bahwa CB yang digunakan pada PDC GTG 2.2 merupakan CB dengan merk Siemens yang telah digunakan sejak PLTGU Blok 2 ini pertama kali dibangun. Teknologi yang digunakan masih dapat dibilang lama karena masih menggunakan bantuan mekanis berupa pegas. 3.5 Kontaktor Kontaktor adalah komponen listrik yang bekerja dengan menggunakan prinsip elektromagnetik. Komponen ini biasa digunakan pada sistem kelistrikan industri. Peralatan ini berfungsi untuk secara otomatis menghubungkan atau memutuskan arus listrik 3 fase yang mengalir pada jaringan. 36

3.5.1 Prinsip Kerja Kontaktor Prinsip kerja kontaktor sama seperti relay, dalam kontaktor terdapat beberapa saklar yang dikendalikan secara elektromagnetik. Pada suatu kontaktor terdapat beberapa saklar dengan jenis NO (Normally Open) dan NC (Normally Close) dan sebuah kumparan atau coil elektromagnetik untuk mengendalikan saklar tersebut. Apabila kumparan elektromagnetik kontaktor diberikan sumber tegangan listrik AC maka saklar pada kontaktor akan terhubung, atau berubah kondisinya, yang semula OFF menjadi ON dan sebaliknya yang awalnya ON menjadi OFF.

Gambar 3.9 Kontaktor

3.5.2. Jenis – Jenis Kontaktor Kontaktor yang beredar dipasaran pada umumnya dibedakan berdasarkan kemapuanya dalam mengontrol tegangan listrik AC. Di pasaran kontaktor dibedakan menjadi 2 tipe yaitu: 1. Kontaktor 1 Fase 2. Kontaktor 3 Fase Kontaktor 1 fase digunakan untuk mengontrol arus listrik AC 1 fase, sedangkan kontaktor 3 fase digunakan untuk mengontrol aliran listrik AC 3 fase. Pada kontaktor 1 fase minimal terdapat 2 saklar utama, sedangkan pada kontaktor 3 fase minimal terdiri dari 3 saklar utama. 37

BAB IV PEMBAHASAN

4.1 Sistem Kelistrikan PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap yang terletak di PT. Indonesia Semarang PGU terbagi menjadi 2 blok. Masing – masing blok memiliki 3 buah unit GTG (Gas Turbine Generator), 3unit HRSG (Heat Recovery Steam Generator), dan bermuara pada 1 unit STG (Steam Turbine Generator). Dapat dilihat dibawah ini merupakan single line diagram dari sistem kelistrikan pada PLTGU blok 2.

Gambar 4.1 Single Line Diagram PLTGU Blok 2 PT. Indonesia Power Semarang PGU

Berdasarkan gambar Gambar 4.1 tersebut, daya keluaran dari masingmasing GTG sebesar 143,4 MVA dengan besar tegangan 3 fase sebesar 11,5 kV dan frekuensi 50 Hz. Kemudian daya keluaran tersebut disalurkan menuju gardu 38

induk pada level tegangan 150 kV. Selanjutnya untuk suplai daya terhadap mesin dan komponen pemakaian sendiri, dapat dilihat pada busbar PDC 400 V untuk masing – masing GTG. Dapat dilihat bahwa untuk dapat memasok kebutuhan pemakaian sendiri dari GTG, perlu adanya step-down tegangan menggunakan trafo UAT yang berkapasitas 1,6 MVA. Jaringan pada busbar PDC 400 V tersebut terhubung dengan beberapa komponen seperti HP Circulation Pump, MCC pada GTG, MCC pada HRSG, dan juga terhubung dengan Spare Breaker. Sebagai cadangan, masing – masing PDC tersebut terhubung pada PDC 12 yang juga memiliki tegangan 400 V yang merupakan keluaran dari trafo SAT. Trafo SAT merupakan trafo step-down yang menurunkan level tegangan dari keluaran trafo SST (Station Service Transformer) pada nilai 6,3 kV menjadi 400 V. Sedangkan trafo SST menurunkan level tegangan yang berasal dari jaringan listrik PLN dari nilai 150 kV menjadi 6,3 kV. Terdapat dua buah trafo yang berbeda, dikarenakan tidak semua komponen pemakaian sendiri menggunakan level tegangan rendah. Motor–motor berskala besar menggunakan tegangan kerja pada nilai 6,3 kV seperti cranking motor untuk starting pada GTG. Terdapat interkoneksi antara PDC 12 dengan PDC 11 yang juga merupakan komponen pemakaian sendiri meliputi hydrogen plant power panel, building temperature control panel, station auxiliary mcc, wash water, battery charger dan juga spare breaker. Antara PDC 12 dan PDC 11 sama – sama terhubung dengan trafo SAT. Apabila terdapat unit yang tidak dapat bekerja, atau terjadi gangguan, hingga terjadi blackout, pada sistem PLTGU blok 2 ini memiliki 1 buah unit startup diesel engine generator dengan daya 2500 kW dan kapasitas 6500 kVA dengan tegangan 3 fase sebesar 6,3 kV. Generator cadangan ini terhubung dengan 39

motor cranking agar saat terjadi blackout, generator ini dapat memutar motor cranking yang berfungsi untuk menyalakan GTG. Selain itu terdapat jaringan cadangan yang berasal dari PLN melalui STG (Steam Turbine Generator). Pada STG terdapat sebuah generator breaker yang dapat memutus keluaran STG dari sistem, agar jaringan PLN dapat masuk melalui trafo STG, yang kemudian diturunkan nilainya menggunakan UAT pada STG. Listrik tersebut disalurkan menuju switchgear untuk digunakan pada peralatan pemakaian sendiri. 4.2 Pemeliharaan UAT (Unit Auxiliary Transformer) Pemeliharaan terhadap trafo UAT tidak jauh berbeda dengan trafo pada umumnya. Untuk pemeliharaan trafo UAT ini terbagi menjadi dua, yaitu internal dan external. Untuk pemeliharaan yang bersifat internal yaitu berkaitan dengan purifikasi oli, polaritas index trafo, kelembapan belitan, pengukuran tahanan dengan megger, serta pemeliharaan lainnya. Sedangkan untuk pemeliharaan yang bersifat ringan, karena tidak perlu hingga menunggu unit untuk offline, atau bersifat external meliputi pengecekan terhadap level silica gel, temperature/suhu trafo dengan memperhatikan kurva suhu trafo, pembersihan bushing, pengecekan terhadap kekencangan grounding, pengecekan operasi autofan, pengecekan level oil trafo, serta pembersihan casing dari trafo. 4.3 Beban-Beban yang Terhubung dengan Power Distribution Center Berdasarkan diagram yang telah dijelaskan sebelumnya, maka bebanbeban yang terhubung ke PDC dapat dijabarkan sebagai berikut : 1. Dua buah motor HP Circulation Pump 2. Motor Control Center pada HRSG 40

3. Packaged Electrical Control Center pada GTG 4. Spare Breaker Sedangkan beban–beban yang terkoneksi pada MCC HRSG masih terbagi menjadi beberapa bagian, yaitu sebagai berikut: 1. HP Circulation Pump 2. LP Circulation Pump 3. MBV HP Circulation Inlet 4. MBV LP drum vent dan Overflow 5. MBV HP drum vent dan blowdown 6.

MBV HP drum overflow

7. LP dan HP main stop valve 8. MBV LP dan HP superheater drain 9. MBV condensate inlet stop valve 10. HPU bypass damper 11. Condensate recirculation pump Sedangkan beban – beban yang terkoneksi pada PECC yang terletak pada GTG terbagi menjadi berikut : 1. PECC (Packaged Electrical Control Center) 2A a. Cooling water pump b. Cooling water fan motor c. Exhaust frame blower d. Lube tank immersion e. Access comp. vent fan f. Load comp. vent fan g. Turbine comp. cooling air fan h. Distillate fuel forward pump

41

2. PECC (Packaged Electrical Control Center) 2B a. Cooling water pump b. Cooling water fan motor c. Exhaust frame blower d. Atomizing air compressor e. Access comp. humidity heater f. Turbine comp. Heater g. Generator space heater h. Generator sealing pump i. Distillate fuel forward pump j. Vent mist separator k. Aux hydraulic supply pump l. Aux lube oil pump m. Battery charger 4.4. Mekanisme Autotransfer antara UAT dengan SST Autotransfer merupakan proses transfer antara sumber tegangan yang digunakan untuk beban–beban motor dan komponen pemakaian sendiri, yaitu proses peralihan breaker antara dua sumber PDC yang berasal dari dua sumber tegangan. Sumber tegangan yang dimaksud terbagi menjadi: 1. Keluaran gas turbine generator (GTG) yang diturunkan tegangannya menggunakan unit auxiliary transformer atau UAT. 2. Jaringan listrik sistem PLN yang melalui step-down pada SST (Station Service Transformer) dan kemudian diturunkan lagi untuk dapat beroperasi pada tegangan 400 V menggunakan SAT. 4.4.1. Gas Turbine Generator Tidak Beroperasi Saat GTG sedang berada dalam keadaan tidak operasi, maka sumber 42

tegangan yang digunakan untuk suplai pada beban pemakaian sendiri berasal dari trafo SST 2.0. Dengan memasok daya dari jaringan listrik PLN 150 kV untuk pemakaian sendiri. Tegangan diubah dari 150 kV menjadi 6.3 kV menggunakan SST dengan kapasitas 20 MVA. Daya dari SST 2.0 kemudian masuk menuju station auxiliary switchgear 1 untuk kemudian didistribusikan seperti pada Gambar 4.2. Daya ini tersalurkan menuju 3 buah motor cranking untuk masing – masing GTG. Kemudian sebagian tersalurkan menuju SAT 12 dan SAT 11.

Gambar 4.2 Single Line Diagram menunjukkan Station Service Transformer

Kemudian tegangan diturunkan menjadi 400 V melalui SAT 11 dan SAT 12. Keluaran dari SAT 11 digunakan untuk menyuplai busbar 400 V PDC 11, sedangkan SAT 12 digunakan untuk menyuplai busbar 400 V PDC 12. Antara kedua PDC ini saling interkoneksi yang terpisahkan breaker, sehingga dapat saling menyuplai tegangan. 43

Gambar 4.3 Trafo SAT pada Single Line Diagram

Pada PDC 12 daya dibagi ke PDC masing – masing GTG blok 2 salah satunya ke PDC 2 yang terletak pada GTG 2.2. Namun saat GTG 2.2 sedang dalam keadaan tidak beroperasi, tentunya daya yang dibutuhkan PDC 2 tjdaklah terlalu besar. Beban - beban yang bekerja salah satunya seperti auxiliary lube oil pump sebagai pelumas pada GTG. 4.4.2. Gas Turbine Generator Mulai Beroperasi Proses autotransfer merupakan proses yang terjadi pada bagian ini, yaitu saat GTG mulai bekerja atau beroperasi, maka suplai daya untuk pemakaian sendiri beralih menjadi menggunakan daya keluaran dari GTG. Sehingga breaker pada PDC 2 beralih terhubung pada UAT 2, dan membuka rangkaian yang terhubung dengan PDC 12. Secara rinci ketika saat GTG 2.2 masih belum beroperasi, maka daya masih menggunakan daya keluaran SST dan SAT melalui PDC 12 yang terhubung pada PDC 2. Kemudian saat GTG pada posisi start up, daya pemakaian sendiri mulai beralih menggunakan UAT 2 saat daya yang dibangkitkan GTG sudah berada diatas 10% atau sekitar 12 MW. Pada proses tersebut, maka secara otomatis breaker akan close antara UAT 2 dengan PDC 2 disertai open breaker dengan SST dengan delay waktu selama 5 detik. Setelah UAT 2 terhubung dengan PDC 2, maka daya yang dibangkitkan oleh GTG 2.2 sebagian disalurkan menuju PDC 2 untuk digunakan beban 44

pemakaian sendiri. Sebagian besar daya tersebut kemudian disalurkan menuju jaringan listrik PLN.

Gambar 4.4 Unit Auxiliary Transformer pada Single Line Diagram

4.4.3. Gas Turbine Generator Saat Beroperasi Setelah GTG 2.2 beroperasi dengan normal, daya yang disuplai untuk PDC 2 sudah sepenuhnya menggunakan daya keluaran dari UAT 2 yang berasal dari GTG. Besar daya yang tersalurkan menuju PDC akan terpengaruh pada kondisi operasi GTG. Apabila GTG beroperasi dalam kondisi open/simple cycle, maka beban yang disuplai lebih kecil terhadap kondisi close/combined cycle. Hal tersebut disebabkan HRSG 2.2 yang tidak beroperasi saat berada pada kondisi simple cycle, sehingga MCC dan HP Circulation Pump yang ada tidak tersuplai daya oleh PDC 2. Sedangkan pada kondisi combined cycle, seluruh beban yang terhubung pada PDC tersuplai dayanya, sehingga beban yang terhubung lebih besar. 45

4.5 Kegagalan Autotransfer pada Power Distribution Center

Gambar 4.5 Diagram blok Aliran Daya PDC

Gambar di atas merupakan diagram blok sederhana dari prinsip kerja transfer PDC yang menunjukkan aliran daya antara penggunaan UAT dengan SST yang ada pada GTG 2.2. Penjelasan mengenai rincian detil tentang mekanisme aliran daya tersebut sudah dijelaskan pada bagian sebelumnya. Saat sedang dalam masa kerja praktik, terjadi permasalahan pada PDC. Masalah yang terjadi di GTG 2.2 PLTGU Unit Pembangkitan Semarang yaitu terkait dengan gagalnya sistem kerja otomatis pada breaker yang menghubungkan UAT dengan SST dengan beban pemakaian sendiri (PS). 4.5.1. Indikasi Awal Kegagalan Peralihan untuk dari sumber UAT menjadi SST pada PDC ini dapat dilakukan. Mekanisme autotransfer antara SST menuju UAT pada PDC 2.2 ini sebenarnya sudah dapat dikatakan berhasil, karena dapat berganti sumber. Permasalahan yang terjadi pada PDC ini adalah apabila pada kondisi normal saat 46

sumber berganti menjadi UAT, dalam selang waktu 5 detik sambungan dengan busbar PDC 12 dari SST akan terputus atau open. Akan tetapi breaker tersebut tidak membuka atau lepas, sehingga menyebabkan masuknya dua sumber tegangan yang berbeda. Hal tersebut menyebabkan terjadinya trip pada sistem auxiliary.

Gambar 4.6 Diagram Blok Kegagalan pada Aliran Daya PDC

Mekanisme autotransfer yang terjadi pada GTG 2.2 ini sudah dilakukan secara otomatis, dan dapat dipantau secara remote central dari Distributed Control System (DCS) yang terletak pada ruang operator pada Control Building. Penggantian jalur sumber suplai untuk PDC juga dapat dilakukan secara manual di lapangan dengan mengganti kondisi tuas breaker. Melihat masalah yang terjadi, apabila dilakukan kontrol remote baik dari kontrol lokal maupun dari control building, maka tetap saja setelah berhasil terhubung ke UAT, sambungan PDC dengan SST tidak mau lepas atau open.

47

Setelah dilakukan pengecekan awal melalui indikasi, terdapat perbedaan indikasi antara lokal dengan pada control building. Pada kontrol lokal terdapat indikasi bahwa sambungan PDC dengan UAT sudah terhubung close. Namun pada saat dilakukan pengecekan, sambungan terbaca open pada DCS, sehingga menyebabkan sambungan antara PDC dengan SST tidak terlepas. Berdasarkan kejadian tersebut, maka dilakukan pengecekan awal indikasi dari UAT menuju DCS. 4.5.2. Identifikasi Penyebab Kegagalan Autotransfer Identifikasi penyebab dari kegagalan ini dilakukan dengan berbagai tahap. Hal tersebut dikarenakan masalah ini dapat disebabkan oleh berbagai faktor. Oleh karena itu identifikasi permasalahan ini dilakukan dengan cara sebagai berikut : 1. Pengecekan awal dilakukan dengan pengamatan terhadap PDC dan kinerjanya baik secara langsung di lapangan, dan juga melihat indikasi dengan berkoordinasi dengan operator, baik lokal maupun pada DCS. 2. Setelah diketahui bahwa terjadi kejanggalan terhadap indikasi, yang menyebabkan SST tidak lepas dari jaringan. Maka dilakukan pengecekan terhadap rangkaian internal PDC. 3. Pengecekan ini dilakukan dengan melihat schematic diagram dari PDC dan juga internal breaker yang memungkinkan untuk menemukan masalah dengan meruntut jalur dari sinyal command yang diberikan. 4. Melihat dari schematic diagram yang ada, dapat dilakukan juga pengecekan permisif (syarat) pada PDC yang terhubung ke UAT. Mengapa dilakukan pengecekan pada hubungan terhadap UAT, karena yang terjadi perbedaan indikasi pada kontrol adalah pada UAT.

48

Gambar 4.7 Schematic Diagram Main Breaker PDC 2 GTG 2.2

5. Pengecekan permisif yang ada dilakukan dengan tahap sebagai berikut : a. S01 (control power supply selector switch) S01 Merupakan penghubung dengan sumber tegangan, kondisi normal akan berada pada posisi NC. Akan terputus atau open saat akan dilakukan pemeliharaan. Pengecekan dilakukan dengan mengecek apakah hubungannya terputus saat tidak diberi tegangan. b. F43 (fuse 15 A) Sekering pembatas arus untuk pengaman pada rangkaian. Saat In ≥ 15A fuse akan terputus. Pengecekan dilakukan apakah fuse pada posisiclose circuit atau terputus. c. DCS CB0201DC Pengaturan pada DCS harus berada dalam kondisi auto. d. TCP C035 Kondisi awal dari kontak ini merupakan NO. Saat ada command close seharusnya tersambung. Pengecekan dilakukan dengan koordinasi dengan operator untuk menjalankan command close. 49

e. S43 (local/remote selector switch) Pengecekan dilakukan dengan melihat kondisi awal dengan kondisi saat pengecekan. Kondisi awal berada pada NC dengan setting remote. f. S10 (normal/test selector switch) Kondisi awal switch ini berada pada NC dengan setting normal. Pengecekan dilakukan dengan mengecek sambungan saat di lapangan. g. Q1S33 (breaker position switch) Kondisi awal berada pada NC dengan posisi rack in. Saat dilakukan maintenance akan berubah menjadi open karena posisi rack out. h. TCP 430WP Merupakan permisif untuk daya dari GTG. Kondisi awal dari kontak ini berupa NO yang menunjukkan GTG 2.2 < 12 MW atau GTG sedang trip, dan akan berubah menjadi close saat daya GTG 2.2 > 12 MW. i. K94 (overcurrent trip aux relay) Merupakan relay yang akan berubah kondisinya saat terjadi overcurrent. Kondisi awal dari relay ini yaitu NC. Pengecekan kondisi relay K94 ini memperhatikan dua hal, yaitu : -

-

Tetap close saat koil K94 de-energized (tidak teraliri arus listrik) akibat (overcurrent trip switch) tidak mendeteksi arus lebih. Berubah open saat koil K94 energized (teraliri arus listrik) menandakan Q1S25 mendeteksi adanya arus lebih.

j. K251 (sync check aux relay) Merupakan relay yang kondisi awal dari relay ini yaitu NO. Pengecekan kondisi relay ini memperhatikan faktor berikut : 50

-

Akan berubah menjadi close saat koil K251 energized (tidak teraliri arus listrik) akibat dari F251 (sync check relay) mendeteksi adanya sinkronisasi tegangan, frekuensi dan sudut fase sistem.

-

Tetap open saat koil K251 de-energized karena F251 mendeteksi sistem belum sinkron.

k. K3 (power monitor relay) Merupakan relay dengan kondisi awal NO dan akan berubah menjadiclose apabila arus listrik sudah masuk ke rangkaian. l. Closing Device Apabila keseluruhan permisif tersebut terpenuhi, maka main breakerakan berada dalam posisi close atau terhubung. 6. Setelah dilakukan cek permisif tersebut, ditemukan masalah awal pada jalur komunikasi instrument. Yang menyebabkan tidak samanya indikasi antara kontrol lokal dengan DCS pada control building. Sehingga dilakukan perbaikan dari bagian operator.

Gambar 4.8 Pengecekan PDC 2 dan PDC 12

51

7. Masalah masih timbul setelah dilakukan perbaikan terhadap komunikasi instrumen. Sehingga perlu dilakukan pengecekan kembali terhadap permisif pada rangkaian main breaker. 8. Setelah dilakukan pengecekan, ditemukan permasalahan pada kontak K3 yang tidak berfungsi. Namun ternyata setelah dilakukan pengecekan kembali, ternyata akibat socket yang longgar, sehingga setelah dilakukan pengencangan kontak K3 beroperasi dengan normal. 9. Lalu dilakukan pengecekan terhadap rangkaian lanjutan dari main breaker. Pengecekan dilakukan pada kontak – kontak masukan indikasi close CB02012C DCS, yaitu kontak K52 dan K95. Setelah dilakukan pengecekan, kontak K95 dinyatakan normal, namun pada kontak K52 tidak pada posisi NO. Sehingga dapat dinyatakan bahwa kontak K52 bermasalah.

Gambar 4.9 Schematic Diagram Kondisi Indikasi DCS

10. Dengan hasil pengecekan tersebut, maka dilakukan pengecekan masukan kontak K52 yang merupakan sebuah auxiliary contact switch Q152 yang terletak pada internal breaker. 52

Gambar 4.10 Schematic Diagram Kontak – Kontak Internal Breaker 11.

Hasil dari pengecekan tersebut ternyata auxiliary contact switch Q152 tersebut tidak bekerja normal. Sehingga dapat disimpulkan bahwa kerusakan terjadi pada internal breaker PDC tersebut. Hal ini dapat disebabkan karena faktor usia dari peralatan yang sudah tua, sehingga kinerja dari komponen tersebut sudah melebihi batas.

4.5.3. Tindakan Penyelesaian Penanganan Kegagalan Autotransfer Untuk menangani permasalahan yang terjadi pada PDC 2.2 ini, maka dilakukan penggantian auxiliary contact switch menggunakan switch yang terdapat pada spare breaker. Dari 10 buah aux. contact switch cadangan yang ada, hanya berhasil didapatkan 1 buah. Karena komponen ini merupakan komponen yang rapuh. Auxiliary contact switch ini bermerk Siemens sesuai dengan merk breaker PDC yang digunakan.

53

Gambar 4.11 Limit Switch Q152

Setelah dilakukan penggantian aux contact switch Q152 tersebut, operasi autotransfer antara UAT dan SST pada PDC 2.2 berhasil beroperasi dengan baik. SST berhasil lepas dari jaringan setelah 5 detik, namun dengan indikasi open fault pada DCS. Walaupun begitu perlu adanya pengecekan terkait pembacaan tersebut. 4.5.4. Faktor – Faktor Penyebab Kegagalan Berdasarkan identifikasi yang telah dilakukan, terdapat beberapa hal yang dapat melatarbelakangi gangguan yang terjadi : 1. Adanya aux contact yang abnormal (NO/NC rusak karena debu) 2. Auxiliary contact switch pada internal breaker yang sudah rapuh 3. Socket yang terdapat pada main breaker longgar 4. Adanya open/close circuit yang terjadi akibat penggaraman 5. Faktor usia yang menyebabkan kinerja dan kondisi komponen tidak optimal bahkan hingga rusak. 54

4.6 Akibat/Dampak dari Kegagalan Autotransfer Secara garis besar, kegagalan dari autotransfer ini tidak begitu mempengaruhi kinerja pembangkitan unit. Pembangkit GTG dapat tetap beroperasi normal dengan tanpa penurunan performa. Dampak yang terasa yaitu pada keandalan unit pembangkit. Apabila peralatan pendukung tidak dapat bekerja dikarenakan tidak tersuplai daya, hal itu akan menyebabkan unit pembangkit trip dan tidak dapat dioperasikan jika dalam kurun waktu lama. Indikator suatu unit dikatakan handal apabila unit mampu membangkitkan daya dan memenuhi kebutuhan listriknya sendiri tanpa memerlukan suplai dari luar seperti SST. Unit akan dapat trip apabila suatu saat ketika kegagalan ini terjadi saat unit sedang operasi. Apabila saat unit sedang dalam kondisi pembangkitan, namun saat perpindahan menuju UAT, breaker SST tidak lepas. Sehingga menyebabkan kegagalan pada SST yang menyebabkan tidak tersuplainya beban pemakaian sendiri. Apabila suatu pembangkit sudah trip, maka akan dapat berakibat fatal. Terutama pada keseimbangan pembangkitan dengan beban pada sistem JawaBali. Ditambah lagi PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU merupakan pembangkit peaker, yaitu yang memenuhi kebutuhan beban terhadap kenaikan dari base load. Sehingga harus siap sedia setiap waktu.

55

BAB V PENUTUP

5.1 Kesimpulan Setelah melakukan kerja praktik selama kurang lebih satu bulan pada bagian Pemeliharaan Listrik di PT. Indonesia Power Semarang PGU dan melakukan pengamatan mengenai mekanisme kerja PDC dan autotransfer antara UAT dengan SST pada GTG 2.2, serta pemeliharaan terkait peralatan tersebut, diperoleh beberapa kesimpulan sebagai berikut : 1. Dalam penggunaan listrik untuk pemakaian sendiri atau auxiliary, PT. Indonesia Power Semarang PUG menggunakan listrik dari keluaran trafo UAT (Unit Auxiliary Transformer) saat operasi normal atau generator bekerja, dan menggunakan trafo SST (Station Service Transformer) saat unit sedang standby. 2. Mekanisme penggunaan sumber listrik antara UAT dengan SST dapat dilakukan secara manual ataupun otomatis menggunakan mekanisme autotransfer pada PDC. 3. Beberapa hal yang dapat mengakibatkan gangguan pada mekanisme autotransfer antara lain socket pada PDC yang longgar, contact mengalami kondisi abnormal, adanya open circuit, maupun kerusakan dari komponen pada internal breaker. 4. Kegagalan

autotransfer

antara

UAT

dan

SST

pada

PDC

dapat

menyebabkan kehandalan dan efisiensi dari unit berkurang. Gangguan tersebut juga menyebabkan biaya yang dikeluarkan lebih mahal, karena perlu membeli listrik dari sistem jaringan listrik PLN.

56

5. Setelah melalui berbagai proses identifikasi gangguan, ditemukan beberapa masalah yang saling berkaitan. Kerusakan terjadi pada Auxiliary Contact Switch pada Internal Breaker menyebabkan perlu adanya penggantian menggunakan aux contact switch cadangan dari spare breaker. 5.2 Saran Berdasarkan kegiatan kerja praktik yang telah dilaksanakan, berikut saran yang penulis berikan terkait permasalahan terhadap kegagalan autotransfer : 1. Selalu dilakukan pemantauan rutin sebagai antisipasi terhadap kegagalan 2. Melakukan perbaikan pada komponen – komponen yang telah/akan rusak 3. Membuat sebuah SOP atau guide mengenai pemeliharaan terhadap lingkup sistem auxiliary 4. Sebagai solusi jangka panjang, dikarenakan faktor usia. Pembaharuan alat dan komponen terkait PDC sangat direkomendasikan. Mengingat peralatan tersebut sudah tidak diproduksi, menggunakan teknologi lama, dan dapat sewaktu – waktu mengalami kegagalan saat beroperasi.

57

DAFTAR PUSTAKA PLN/Sumitomo. 1992. Tambak Lorok, Indonesia MS-9000 Service Manual Turbine, Accessories and Generator GEK-98812 Volume I Turbine Nos. 295972, 295977 & 295978. GE Heavy Duty Gas Turbines. PT Indonesia Power, “Company Profile”. 26 Desember 2019 https://www.indonesiapower.co.id/ Sumitomo Coorporation. 1998. Tambak Lorok Combined Cycle Power Plant Block 2 As Built Drawings Volume 6 – BVI Electrical Drawings Book 1 – One-Lines Low Voltage Systems. Semarang: PT. PLN (Persero) Pusat Pelayanan Enjiniring. Sumitomo Coorporation. 1998. Tambak Lorok Combined Cycle Power Plant Block 2 Phase II As Built Drawings Volume 7 – BVI Control Drawings Book 1 Schematics. Semarang: PT. PLN (Persero) Pusat Pelayanan Enjiniring. Sumitomo Coorporation. 1998. GTG Unit Auxiliary Transformer Installation and Operating Manual Final. Semarang: PT. PLN (Persero) Pusat Pelayanan Enjiniring. Wildi, Theodore. 2002. Electrical Machines, Drievs, and Power Systems 5th ed. New Jersey: Prentice Hall

58

LAMPIRAN

Lampiran 1 Single Line Diagram PLTGU Blok 2

59

Lampiran 2 Schematic Diagram PDC 2 Main Breaker pada GTG 2.2

60

Lampiran 3 Schematic Diagram PDC 2 Main Breaker pada GTG 2.2

61

Lampiran 4 Schematic Diagram GTG 2.2 PDC 2 Tie Breaker to PDC 12

62

Lampiran 5 Schematic Diagram Spare Breaker PDC 2 GTG 2.2

63

Related Documents


More Documents from "Angga"