BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.12 Potensi Energi Primer Aceh
Gambar 2.7 Menunjukan Potensi Energi Primer yang berada diAceh.
Dimana di Aceh sendiri masih ada potensi bahan untuk pembangkit energi listrik yang dapat mengubah bahan bakar selama ini yang digunakan. Yaitu dengan energi terbarukan seperti Panas Bumi, Dan Energi Air. Dimana cadangan potensi energi tersebut dapat dilihat dari gambar 2.7 diatas.
BAB III
METODE PENELITIAN
3. 1 Waktu Dan Tempat Penelitian
Penelitian ini akan dilaksanakan di PT. PLN Wilayah Aceh, Penelitian akan dilaksanakan setelah proposal penelitian selesai diseminarkan dan disetujui.
3. 2 Data-Data Yang Diperlukan
Adapun data-data yang diperlukan untuk melakukan penelitian ini adalah:
1. Data sistem kelistrikan Kota Banda Aceh.
2. Kapasitas Tegangan dan Daya mampu setiap Pembangkit 3. Akumulasi total Beban Puncak
4. Dan potensi energi listrik di kota Banda Aceh
3. 3 Pelaksanaan Penelitian
Dalam melaksanakan penelitian, dilakukan pengumpulan data yang dibutuhkan terlebih dahulu. Data yang diperoleh selanjutnya diolah dan dilakukan perhitungan untuk mendapatkan nilai-nilai indeks keandalan.
3. 4 Variabel Yang Diamati
Variabel-variabel yang diamati dalam penelitian ini meliputi 1. Data saluran dan Single Line Diagram sistem distribusi 2. Aliran Daya
3. Tegangan eksisting
3. 5 Metode Memperkirakan Beban
Salah satu factor yang sangat menentukan dalam membuat rencana operasi Sistem Tenaga Listrik adalah perkiraan beban yang akan dialami oleh system tenaga listrik. Tidak ada rumus eksak untuk ini karena besarnya beban
ditentukan oleh para pemakai (konsumen) tenaga listrik yang secara bebas menentukan pemakaiannya. Tetapi beban dapat diperkirakan besarnya berdasarkan pengalaman-pengalaman dan pengamatan-pengamatan di masa lalu kemudian diadakan perkiraan untuk masa yang akan datang. Beberapa metode yang dipakai untuk memperkirakan beban adalah :
1. Metode Least Square 2. Metode Exponensial 3. Metode Curve Fit
4. Metode Koefisien Beban 5. Metode Pendekatan Linier 6. Metode Markov
3. 6 Analisa Kelayakan
Analisis kelayakan sangat diperlukan untuk melihat apakah suatu rencana pendirian prusahaan baru ataupun suatu rencana proyek menguntungkan ataukah justru merugikan. Hasil analisis ini pada akhirnya juga akan menjadi bahan pertimbangan bagi investor dalam mengambil keputusan investasi.
Dalam menilai kelayakan suatu usulan investasi diperlukan suatu indikator yang menjembatani nilai waktu uang pada masa yang akan datang dengan nilai mata uang pada masa sekarang, yang disebut Profitability Indicator. Indikator ini berbasis pada present value of money dengan menggunakan metode ekonomi teknik.
Pada skripsi ini analisis kelayakan menggunakan metode NPV (Net Present Value). Metode NPV menghitung selisih antara nilai sekarang investasi dengan nilai sekarang dari penerimaan-penerimaan kas bersih pada masa yang akan datang. Dengan kata lain NPV menunjukkan jumlah lump-sum atau
pembayaran uang tunggal yang dengan tingkat diskonto tertentu memberikan angka seberapa besar nilai usaha tersebut pada saat ini. Persamaan untuk menghitung NPV dapat dilihat pada persamaan 3.1.
( )
( )
( )
∑ ( ) (3.1)
Keterangan :
= Cash Flow pada tahun t = tingkat diskonto (%) = umur proyek
NPV = (Net Present Value).
Kriteria penilaian kelayakan proyek berdasarkan NPV:
Jika NPV > 0, maka usulan proyek layak dilaksanakan
Jika NPV < 0, maka usulan proyek tidak layak untuk dilaksanakan
Jika NPV = 0, maka usulan proyek tidak untung atau tidak rugi
Pengolahan Data
Analisis Data
Kelayakan
Catat dan Menarik Kesimpulan
Mulai
Selesai 3. 7 Prosedur Penelitian
Kunjungan Ke PT PLN Pengambilan Data
TIDAK
YA
Gambar 3.1 Adalah Diagram Alir untuk Penelitian skripsi ini dimana bertujuan untuk dapat mengetahui langkah- langkah yang di lakukan dengan sampai penelitian ini siap mendapatkan hasil yang di inginkan. Diagram alir tersebut juga menunjukan apabila data yang diinginkan tidak seperti tujuan penelitian akan dilakukan rekomendasi dan solusi untuk mendapat data yang diinginkan.
Menganalisis data dan
Rekomendasi Solusi
BAB IV
HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN
4. 1 Kondisi Terpasang Dan Daya Mampu
Banda Aceh dan sekitarnya dipasok oleh GI Banda Aceh, GI Jantho, PLTD Sewa KBT, PLTD Sewa Agreko dan PLTD Leung Bata dengan beban
±64 MW.
4. 2 Sistem Eksisting
Gardu Induk Banda Aceh memasok Kota Banda Aceh melalui 6 Gardu Hubung (GH). Beban tertinggi yang pernah tercapai pada GI Banda Aceh sebesar 64 MW atau 53 % dari daya mampu trafo. Untuk menghindari beban lebih dan drop tegangan serta manuver beban agar pemadaman tidak terlalu lama maka perlu dibangun GI baru di lokasi Krueng Raya. Krueng Raya sendiri saat ini memiliki beban puncak 10 MW. Single line diagram sistem Banda Aceh dapat dilihat pada gambar 4.1. Dengan adanya GI Krueng Raya maka daerah pelayanan GI Krueng Raya akan terfokus untuk melayani beban kota Banda Aceh melalui GH Krueng Cut yang berjarak kurang lebih 15 kms dari GI tersebut. Selain itu, pembangunan GI Banda Aceh diharapkan mampu untuk mengatasi permasalahan- permasalahan yang dihadapi di Banda Aceh dan sekitarnya antara lain :
1. Perbaikan mutu tegangan pelayanan dan keandalan pasokan tenaga listrik.
2. Mengantisipasi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan meningkatkan penjualan.
3. energi listrik di Banda Aceh dan sekitarnya.
4. 3 Pola Pembebanan Trafo Gi Eksisting
GI Banda Aceh melayani 6 GH, dimana ke 6 GH ini memiliki beban yang relative cukup tinggi Akibatnya tegangan yang diterima di GH juga cukup rendah. Gambar 4.1 menunjukkan pola aliran GI Banda Aceh. GI Banda Aceh memiliki beban 64 MW. Dengan adanya GI Krueng Cut, maka semua beban yang terdapat pada GH Krueng Cut akan dievakuasi ke GI Krueng Raya.
Gambar 4.1 Aliran daya GI Banda Aceh
Dari hasil aliran daya diperoleh sebagai berikut :
Pada GH Krueng Cut (Bus 1), dengan Tegangan sebesar 17.93 kV tidak memenuhi standar, karena pada standart tegangan operasi rata-rata sistem yang diizinkan yaitu -10% dan +5%. Maka dengan itu perlunya penambahan daya pada GH Krueng Cut (BUS 1) untuk menstabilkan tegangan yang standar.
Tabel 4.2 Pembebanan Trafo GI dan PLTD Eksisting
NO GI/ PLTD Daya Terpasang
4. 4 Pembebanan Jaringan Distribusi
Aliran daya pada Waktu Beban Puncak (WBP) sebelum GI Krueng Raya dibangun, terlihat pada Gambar 4.2
Gambar 4.2 Aliran daya Sistem 20 kV Banda Aceh
Pada operasinya GI Banda Aceh dan PLTD Leung Bata mensuplai beban puncak 75. Pola pembebanan masing- masing GH dapat dilihat pada tabel 4.3 Dengan adanya GI Krueng Raya maka pembebanan GI Banda Aceh akan berkurang dan juga memperbaiki profil tegangan pelayanan GH. Dalam operasinya nanti GI Krueng Raya akan mengevakuasi semua beban yang terdapat pada GH Krueng Cut.
Tabel 4.3 Pola pembebanan sistem 20 kV
NO GI/ GH Daya (MW)
1 TD 1 30 MVA 21.56
2 TD 2 30 MVA 25
3 TD 3 60 MVA 17.33
4 PLTD Leung Bata 11.64
5 GH Lambaro (Bus 1) 4.75
6 GH Lambaro (Bus 2) 4.58
7 GH Leung Bata (Bus 1) 7.78
8 GH Leung Bata (Bus 2) 6.3
9 GH Ajun (Bus 1) 5.57
10 GH Ajun (Bus 2) 6.55
11 GH Krueng Cut (Bus 1) 5.9
12 GH Krueng Cut (Bus 2) 3.58
13 GH Ulee Kareng 2.01
14 GH Merduati (Bus 1) 4.75
15 GH Merduati (Bus 2) 5.07
4.5 Analisa Pengaruh Proyek Pada Sistem Kelistrikan
Hasil simulasi aliran daya dengan masuknya GI Krueng Raya 30 MVA pada subsitem Aceh 150 kV diperlihatkan pada gambar 4.4.
Estimasi pembebanan GI Krueng Raya tahun 2019 adalah 62%, kemudian meningkat menjadi 68% di tahun 2020. Oleh karenanya perlu di lakukan uprating trafo menjadi 60 MVA. Apabila tidak dilakukan uprating maka pembebanan trafo daya 30 MVA menjadi 80%. Dengan melakukan uprating trafo menjadi 60 MVA, pembebanan trafo menurun menjadi 29%.
Analisa aliran daya pada sistem 20 kV GI Krueng Raya dapat dilihat pada gambar 4.3. Setelah GI Krueng Raya beroperasi, GI Banda Aceh kini hanya melayani 5 GH yaitu GH Lambaro, GH Leung Bata, GH Ajun, GH Ulee Kareng dan GH Merduati dengan beban puncak 63.89 MW.
Gambar 4.3 Aliran daya sistem 20 kV ketika GI Krueng Raya beroperasi
Profil tegangan dan pembebanan GI/ GH/ PLTD sebelum dan sesudah GI Krueng Raya beroperasi dapat dilihat pada Tabel 4.4
Tabel 4.4 Profil tegangan dan pembebanan GI/GH sebelum/ setelah GI Krueng Raya operasi
NO GI/ GH
TEGANGAN (kV) BEBAN PUNCAK (MW) SEBELUM SESUDAH SEBELUM SESUDAH
1 TD 1 30 MVA 18.91 19.13 21.56 17.9
- Profil tegangan pelayanan pada GI/ GH akan mengalami kenaikan yang cukup signifikan.
- Pembebanan trafo dan PLTD Leung Bata turun sebesar 10 MW.
- Meningkatnya kWh jual karena perbaikan tegangan, hal ini dapat dilihat dari kenaikan beban puncak di masing- masing GH.
4.6 Analisa Hubung Singkat
Kapasitas hubung singkat GI-GI di Subsistem Aceh setelah beroperasinya GI Krueng Raya 30 MVA dapat dilihat pada tabel 4.5 Terlihat bahwa tidak ada GI 150 kV yang melebihi rating hubung singkat sebesar 31.5 kA.
Tabel 4.5 Short circuit level GI pada sistem 150 kV Aceh
No Gardu Induk
Tegangan Short Circuit Level (kA)
(kV) 2015 2016 2017 2018 2019
25 Peusangan 2 150 0.00 4.29 5.19 7.32 7.45
26 Nagan Raya 150 6.98 6.99 7.11 10.46 16.60
27 Cot Trueng 275 10.72 11.44
28 Sigli 275 6.65 8.05
29 Ulee Kareng 275 4.19 5.25
30 Nagan Raya 275 5.70 9.07
31 Aceh 1 275 9.79 10.02
4. 7 Alternatif Proyek Berdasarkan Analisa Ekonomi Asumsi yang digunakan:
- BPP PLN Area Banda Aceh Tw 1 - 2017 2.693 Rp/ kWh - Transfer Price dari P3BS Tw I - 2017 Rp. 1.679 - Harga Jual Rata- rata Tw I - 2017 Rp. 979.7
- Umur Ekonomis 20 tahun
- Load Factor 0.667
- Investasi 72.540.000.000,-
- Discount Rate 12%
- Harga minyak solar industry (Rp) 9.100,-
GI Krueng Raya direncanakan beroperasi pada beban 10.86 MW untuk awalnya. Dengan asumsi faktor beban 0.67 maka total energi yang dibangkitkan adalah 63.45 GWh pada tahun pertama. Dengan asumsi harga minyak solar industri adalah Rp. 9.100,- dan SFC (specific fuel consumption) area Banda Aceh 0.296 ltr/ kWh maka harga BBM untuk membangkitkan 1 kWh adalah Rp. 2.693,-. Maka untuk membangkitkan energi sebesar 63.45 GWh/ tahun, PLTD memerlukan biaya operasi Rp.
174,28 miliar sementara GI Krueng Raya hanya memerlukan Rp. 107,25 miliar dengan transfer price Rp. 1.679 per kWh. Sehingga, pengoperasian
GI Krueng Raya akan dapat menghemat biaya sebesar Rp. 45,08 miliar per tahun.
Dengan membandingkan benefit/ manfaat penghematan yang diperoleh dari biaya produksi selama 20 tahun dengan investasi yang dikeluarkan, maka dengan asumsi discount rate 12% dan pertumbuhan beban rata- rata per tahun 7%, diperoleh :
NPV : Rp. 495.190.000.000,-
Dari analisis finansial diperoleh bahwa dengan operasinya GI Krueng Raya ke sistem maka melakukan de-dieselisasi. Nilai NPV > 0 menjelaskan bahwa pembelian energi dari GI Samalanga sangat layak untuk dilakukan.
4. 8 ANALISA KELAYAKAN FINANSIAL
Hasil analisa least cost antara opsi 1 (pengembangan sistem 20 kV) vs opsi 2 (pembangunan GI baru). Biaya SUTM untuk mengevakuasi beban dan perbaikan tegangan dari GI Banda Aceh ke Krueng Raya adalah 65.73 Milyar. Biaya ini digunakan untuk membangun 2 GH – 6 penyulang. Sementara pembangunan GI baru membutuhkan dana 66.48 Milyar. Dari pembahasan diatas dapat dilihat bahwa hasil analisis kelayakan financial proyek diperoleh NPV benefit cost sebesar Rp 56.6 Milliar. Nilai positif dari benefit cost mengindikasikan bahwa proyek GI baru ini secara financial layak untuk dilaksanakan.
4. 9 Analisa Sensitivitas
Asumsi yang digunakan antara lain perubahan capital cost GI Krueng Raya 1x30 MVA. Hasil analisa Sensitivitas Proyek GI Krueng Raya
*Ket : FIRR = FINANCIAL INTERNAL RATE OF RETURN
Tabel diatas memperlihatkan analisis sensitivitas terhadap perubahan harga investasi GI Krueng Raya 1 x 30 MVA. Hasil analisa adalah sebagai berikut : - Pada Harga Asumsi +30% dari harga Asumsi dasar
NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak.
- Pada Harga Asumsi +50% dari harga Asumsi dasar
NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak.
- Pada Harga Asumsi +80% dari harga Asumsi dasar
NPV Total Opsi 1 > NPV Total Opsi 2, proyek masih layak.
- Pada Harga Asumsi +90% dari harga Asumsi dasar NPV Benefit cost < 0, proyek tidak layak.
Artinya pada asumsi kenaikan investasi sampai dengan level tertentu masih membuat GI ini layak dibangun. Namun dengan kenaikan investasi melewati batas tertentu (dalam kajian ini sampai 90%), menyebabkan Proyek GI
4. 10 Perkiraan Permintaan
Pertumbuhan kebutuhan listrik di Sistem Aceh sesuai dengan RUPTL 2014-2023 diperkirakan sebesar 7,38% per tahun. Tabel 4.6 berikut memperlihatkan prakiraan beban puncak dan produksi energi berdasarkan RUPTL 2014 - 2023.
Pertumbuhan energi di Sistem Aceh tersebut lebih tinggi dari rata-rata pertumbuhan ekonomi nasional yaitu 6-7% per tahun. Beban puncak Sistem Aceh pada tahun 2017 diperkirakan akan mencapai 484 MW dan akan meningkat menjadi 744 MW pada tahun 2023.
Tabel 4.6 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Aceh sesuai RUPTL 2015-2024
Calendar Year 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
========================= =========== ========== ========== ========== =========== =========== =========== ========== ========== ===========
4. 11 Analisis Dampak Lingkungan Dan Risiko
Sebelum proyek dibangun harus dilakukan studi mengenai UKL/UPL terlebih dahulu sesuai dengan peraturan perundangan yang berlaku.
Dikarenakan setiap perusahaan memiliki SOP tersendiri, maka dari setiap kegiatan ataupun pekerjaan yang di lakukan harus memenuhi standart keselamatan kerja.
No Penyebab Risiko Akibat Indeks
Risiko
4. 12 Hasil Analisis Aliran Daya
4. 13 Kesimpulan Kajian Kelayakan
Dengan beroperasinya GI Krueng Raya maka tegangan pelayanan sistem 20 kV akan mengalami perbaikan. Dari hasil kajian diatas juga terlihat tidak terdapat hal- hal yang dapat mengganggu atau membayahakan sistem secara keselurahan baik di sistem 150 kV ataupun 20 kV. Maka dapat disimpulkan bahwa pembangunan GI Krueng Raya 1x30 MVA adalah layak secara operasional.
Dari hasil analisis kelayakan operasi dan ekonomi diatas, maka disimpulkan bahwa GI Krueng Raya LAYAK DIBANGUN untuk melayani beban GH Krueng Cut dan juga guna mengantisipasi pertumbuhan beban di daerah Banda Aceh dan sekitarnya. Bedasarkan hasil kajian aliran daya, tidak terdapat permasalahan tegangan pada jaringan distribusi 20 kV distribusi dengan masuknya GI Krueng Raya ke sistem Banda Aceh. Dengan membandingkan biaya pembelian tenaga listrik dari GI Krueng Raya terhadap biaya penyediaan tenaga oleh PLTD.
Maka dapat dinyatakan bahwasannya penyambungan GI Krueng Raya ke sistem Banda Aceh adalah layak. Hal ini dapat dilihat dari nilai Financial Internal Rate of Return (FIRR) yaitu sebesar 76%. Dimana nilai ini jauh lebih besar daripada discount rate nya sebesar 12%. Artinya PLN dapat melakukan penghematan biaya operasi penyediaan listrik sebesar Rp. 67 miliar per tahunnya. Selain itu, GI Krueng Raya juga akan memperbaiki profil tegangan pada sistem Banda Aceh.
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
Kesimpulan
Pada skripsi ini telah dilakukan analisis teknis dan ekonomis pemanfaatan Gardu Induk Krueng Raya dalam menunjang sistem kelistrikan di Banda Aceh mendapatkan beberapa kesimpulan yaitu :
1. GI Krueng Raya 1x30 MW rencananya akan mengevakuasi seluruh beban yang terdapat pada GH Krueng Cut, maka hal tersebut akan menonaktifkan PLTD sewa yang menggunakan bahan bakar BBM untuk membantu selama ini.
2. Bedasarkan analisis finansial diperoleh bahwa dengan beroperasinya GI Krueng Raya ke sistem, maka dapat mengurangi biaya produksi sebesar Rp. 45.8,- Milyar per tahun.
3. Nilai NPV > 0 menjelaskan bahwa pembelian energi dari pembangkit GI KRUENG RAYA adalah LAYAK.
SARAN
Untuk penelitian selanjutnya diharapkan :
1. Pada penelitian selanjutnya diharapkan agar meneliti efisiensi kinerja dari GI Krueng Raya.
2. Pada penelitian berikutnya bisa untuk ditambahkan metode-metode terbaru.
DAFTAR PUSTAKA
[1] PLN WILAYAH ACEH, “Sistem Kelistrikan Aceh,” PLN WILAYAH , Banda Aceh, 2017
[2] PLN AREA BANDA ACEH, “Kajian Kelayakan Proyek,” PLN WILAYAH , Banda Aceh, 2017
[3] PLN WILAYAH SUMATERA UTARA, “Sistem Kelistrikan Regional Sumbagut,” PLN WILAYAH , Medan , 2017
[4] Prof. Dr. Ir. Zuhal, MSc, EE, Dasar Teknik Tenaga Listrik dan Elektronika Daya
[5]
Ir. Komari, Proteksi Sistem Tenaga Listrik , tahun 2003.
[6]
Ir. Wahyudi Sarimun N., MT, Proteksi Sistem Distribusi Tenaga Listrik, tahun 2012
[7] PLN APD AREA BANDA ACEH, “Sistem Kelistrikan Regional Banda Aceh,” Banda Aceh, 2017
[8] PUIL 2011 (Persyaratan Umum Instalasi Listrik 2011)
[9] KESDM, “Rancangan Pembangunan Gardu Induk Konservasi Energi,”
Kementrian ESDM, Jakarta, 2012.
[10] Turan Gonen. 2014. Thrid Edition Electric Power Distribution Engineering. New York USA: CRC Press Tailor And Francis Ltd.
[11] Theraja, B.L. & Theraja, A.K., A text book of Electrical Technology Volume II, New Delhi : S. Chand And company Ltd., 2001
[12] Tarigan, B. 2004. Peramalan kebutuhan tenaga listrik kotamadya Medan tahun 1998-2007. Universitas Indonesia.