Waktu Digestifikasi - Digester Anaerobik (Bio-digester)

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.2 Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg)

2.2.1 Digester Anaerobik (Bio-digester)

2.2.1.3 Waktu Digestifikasi

Waktu tinggal air limbah dalam reaktor anaerob, yang tergantung pada karakteristik air limbah dan kondisi lingkungan, harus cukup lama untuk proses metabolisme oleh bakteri anaerob dalam reaktor pengurai. Waktu Digestifikasi anaerobik didalam digester dipengaruhi oleh dua faktor, yaitu:

1. Suhu

Hubungan waktu digestifikasi dan suhu dapat dilihat pada Gambar 2.6 Ada tiga kondisi digestifikasi anaerobik bersasarkan suhu digesternya, antara lain:

a. Kondisi Psikoprilik

Pada kondisi ini suhu digester antara 10-18⁰C, dan sampah cair terdigestifikasi selama 30-52 hari.

b. Kondisi Mesopilik

Pada kondisi ini suhu digester antara 20-45⁰C, dan sampah cair terdigestifikasi selama 18-28 hari. Dibandingkan digester kondisi termopilik, digester kondisi mesopilik pengoperasiaanya lebih mudah, tapi biogas yang dihasilkan lebih sedikit dan volume digester lebih besar.

c. Kondisi Termopilik

Pada kondisi ini suhu digester antara 50-70⁰C, dan sampah cair terdigestifikasi selama 10-17 hari. Digester pada kondisi termopilik menghasilkan banyak biogas, tapi biaya investasinya tinggi dan pengoperasiannya rumit.

20 Gambar 2. 6 Waktu Digestifikasi Dan Suhu.

2. Rasio C/N

Untuk menentukan bahan organik digester dengan melihat rasio/perbandingan antara Karbon (C) dan Nitrogen (N). Beberapa percobaan menunjukkan bahwa metabolisme bakteri anaerobik akan baik pada rasio C/N antara 20-30. Jika rasio C/N tinggi, Nitrogen akan cepat dikonsumsi bakteri anaerobik guna memenuhi kebutuhan proteinnya, sehingga bakteri tidak akan bereaksi kembali saat kandungan Karbon tersisa. Jika rasio C/N rendah, Nitrogen akan terlepas dan berkumpul membentuk amoniak sehingga akan meningkatkan nilai PH bahan. Nilai PH yang lebih tinggi dari 8,5 akan dapat meracuni bakteri anaerobik. Untuk menjaga rasio C/N, bahan organik rasio tinggi dapat dicampur bahan organik rasio C/N rendah.

Ada dua kali retensi yang signifikan dalam digester anaerobik, yaitu: padatan waktu retensi (SRT) dan waktu retensi hidrolik (HRT). SRT adalah rata-rata waktu bakteri (padatan) berada di digester anaerobik. HRT adalah waktu yang dibutuhkan air limbah atau lumpur dalam digester anaerobik.

Waktu generasi, yaitu: waktu yang dibutuhkan untuk populasi bakteri berkembang. Pembentuk bakteri metana relatif lebih panjang dibandingkan dengan bakteri aerob dan anaerob fakultatif bakteri lihat pada tabel 3 SRT khas untuk digester anaerobik adalah lebih dari 12 hari. sedangkan bila waktunya kurang dari 10 hari tidak dianjurkan, karenapada penahanan kurang dari 10 hari perkembangan

21 bakteri didalam digester belum terbentuk secara sempurna. SRT tidak terlau dipengaruhi oleh sifat air limbah atau lumpur di dalam digester, kecuali air limbah atau lumpur beracun bagi bakteri.

Nilai SRT yang tinggi menguntungkan untuk digester anaerobik. Nilai yang tinggi pada SRT dapat memaksimalkan kapasitas penghapusan, mengurangi volume digester, dan menyediakan penyangga kapasitas untuk perlindungan terhadap efek dari beban kejut dan senyawa beracun di air limbah dan lumpur. nilai SRT tinggi juga membantu untuk mengizinkan biologis aklimatisasi untuk senyawa beracun. nilai yang tinggi pada SRT dapat dicapai melalui dua langkah yaitu:

volume digester dapat ditingkatkan, dan konsentrasi bakteri (padatan) dapat ditingkatkan.

Tabel 2. 3 Perkiraan Waktu Pada Bakteri Limbah Cair

No Bakteri Fungsi Perkiraan waktu

generasi 1 Aerobic organotrophs pembentukan flok dan

degradasi organik larut dalam lumpur aktif dan trickling proses penyaring

15-30 menit

2 Facultative anaerobic Organotrophs

3 Nitrifying bacteria Oksidasi NH4 dan NO2 di lumpur aktif

Konversi padatan volatil untuk produk gas dalam digester anaerobik dikendalikan oleh HRT. Nilai HRT mempengaruhi laju dan luasnya produksi metana. Dari semua operasional kondisi dalam sebuah digester anaerobik, misalnya, suhu, padatan konsentrasi, dan padatan volatil isi dari lumpur pakan,

22 HRT merupakan operasional yang penting dalam mempengaruhi konversi padatan volatil untuk produk gas.

Pada hari ke 1 – 24 terdapat beda nyata atau memberikan pengaruh terhadap volume produksi biogas limbah cair kelapa sawit antara, kondisi thermophilic dan pada kondisi mesophilic, hal ini disebabkan karena pada hari tersebut telah berlangsung lag phase dan log or exponential growth phase, dimana pada fase-fase tersebut bakteri dalam merombak bahan-bahan organik untuk menghasilkan biogas membutuhkan makanan untuk pertumbuhan selnya. Sedangkan pada hari ke 25 – 70 telah berlangsung stationary phase, dimana pada hari tersebut makanan hampir habis dan kematian bakteri akan terus meningkat sehingga tercapai suatu keadaan dimana jumlah bakteri yang mati dan tumbuh mulai berim bang. Hal ini mengindikasikan bahwa penambahan tandan kosong kelapa sawit memberikan pengaruh sampai pada hari ke 24 sedangkan pada hari ke 25 – 70 tidak memberikan pengaruh terhadap volume produksi biogas limbah cair kelapa sawit [12].

Dalam degradasi COD limbah cair dari pabrik kelapa sawit dalam proses pembentukan biogas Hasil penelitian menunjukkan penurunan COD pada hari ke 6, 12, 18 dan 24 berturut-turut sebesar 5090, 4099, 8015, 762 dan 1086 mg/L yang diikuti dengan peningkatan akumulasi volume biogas sebesar 0.004, 0.009, 0.011 dan 0.012 L, proses anaerob berlangsung selama 24 hari dengan nilai pH 4 – 6 sehingga disimpulkan bahwa nilai pH 6 pada digester mampu menghasilkan metana.[13].

HRT berhubungan dengan volume digester dan volume substrat yang masuk per satuan waktu, meningkatnya organic loading rate akan mengurangi HRT, waktu retensi harus cukup lama untuk memastikan bahwa jumlah mikroorganisme yang keluar bersama dengan efluen tidak lebih tinggi dari jumlah mikroorganisme yang direproduksi. HRT yang singkat memberikan laju aliran substrat yang baik, namun hasil gas yang diperoleh akan lebih rendah. Dengan mengetahui HRT yang ditargetkan, jumlah input substrat dan laju dekomposi si substrat maka dapat dibuat perhitungan untuk volume tangki digesternya.

23 2.2.1.4 Desain Ukuran Digester

Desain digester tergantung perhitungan potensi biogas yang dihasilkan, ukuran tangki digester biogas tergantung dari jumlah, kualitas dan jenis limbah organik yang tersedia dan temperatur saat proses fermentasi anaerobik [15].

1. Volume Tangki Digester

Persamaan (2.7) menyatakan Volume kerja Tangki Digester, volume kerja tangki merupakan penjumlahan dari jumlah bahan baku (Q) dikali waktu digestifikasi.

𝑉_{𝑡𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖} = 𝑄𝑥𝐻𝑅𝑇 (2.7)

Keterangan :

Q = volume bahan baku HRT = Waktu digestifikasi 2. Volume Tangki Digester Design

Perkiraan keamanan perlu dilakukan unruk desain yang berlebih. Dan untuk perancangan design sebesar 20%. Volume reaktor dinyatakan dalam Persamaan (2.8)

𝑉_{𝑡𝑎𝑛𝑔𝑘𝑖} = (1 + 0,2)𝑥 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 (2.8)

Keterangan

Continious Strried over Design : 20%

3. Menentukan Jumlah Digester Reaktor

Untuk meningkatkan desain awal perlu adanya optimasi sehingga mewujudkan produktifitas yang terbesar, keuntungan terbesar dan biaya yang minimal serta pencapaian lain dalam menentukan suatu proyek.

2.2.2 Scrubber Hidrogen Sulfida (H2S)

Sebelum biogas dapat menghasilkan daya listrik, Scrubber hidrogen sulfida digunakan untuk menurunkan konsentrasi H2S agar sesuai dengan yang disyaratkan oleh gas engine, biasanya di bawah 200 ppm. Hal ini bertujuan agar mencegah korosi , mengoptimalkan operasi, dan juga memperpanjang umur gas engine. H2S dalam Biogas berasal dari komponen Sulfat dan zat-zat sulfur lainnya yang berada di air limbah. Scrubber ditunjukkan pada Gambar 2.7

Gambar 2. 7 Scrubber

Pemurnian biogas mempunyai berbagai metode yang digunakan di suatu industri, pemilihan teknologi ini berdasarkan tingkat kemurnian dan harga, berikut jenis-jenis teknologi pemurnian biogas [16][21]:

1. Pemurnian biogas menggunakan water crubber (ws)

Pemurnian menggunakan water scrubbing melalui proses absorpsi fisis.

Pemurnian ini dilakukan dengan prinsip kontak gas-cair secara arus berlawanan pada suhu lingkungan dan tekanan 8 bar. Gas CO2 dan H2S terlarut terikut di dalam cairan absorben melalui aliran bawah kolom. Hal ini disebabkan gas CO2 dan H2S lebih soluble dibanding gas CH4 di dalam air. Air yang mengandung CO2 dan H2S kemudian diregenerasi ke dalam kolom stripper[16].

Tabel 2. 4 Dimensi Absorber dan Stripper Pemurnian Biogas Water Scrubber

NO Kapasitas

25 2. Pemurnian biogas menggunakan MEA atau DEA

Pada proses pemurnian biogas menggunakan prinsip Chemical Absorption melibatkan reaksi kimia antara gas dan cairan absorben. Absorben pada umumnya menggunakan amina seperti mono-ethanolamin (MEA), di-ethanolamin (DEA), metil di-ethanolamin (MDEA) serta senyawa alkali seperti sodium, potassium dan kalsium hidroksida. Alasan pemilihan MEA dan DEA adalah kondisi proses yang dapat dilakukan pada suhu lingkungan dan tekanan 1 bar, namun untuk proses regenerasi absorben, proses membutuhkan panas hingga suhu 90-120°C. Hal ini sangat menguntungkan saat aplikasi di lapangan untuk skala kecil[16].

Tabel 2. 5 Dimensi Absorber dan Kolom Regenerasi Pemurnian Biogas MEA NO Kapasitas Tabel 2. 6 Dimensi Absorber dan Kolom Regenerasi Pemurnian Biogas DEA NO Kapasitas 3. Pemurnian biogas menggunakan pressure swing adsorption (PSA)

26 Pada pemurnian biogas dengan metode Pressure Swing Adsorption melibatkan transfer zat terlarut dalam fluida menuju permukaan dari material padat, dimana penjerapan zat terlarut akibat gaya fisis atau gaya van der walls secara selektif.

Bahan yang digunakan sebagai adsorben di antaranya zeolit, karbon aktif atau silika. Sebelum dilakukan metode Pressure Swing Adsorption, sebaiknya biogas sudah lebih dulu dihilangkan gas H2S agar adsorben pada metode Pressure Swing Adsorption lebih awet karena gas H2S bersifat racun bagi adsorben dan sulit diregenerasi. Untuk menghilangkan H2S dapat dilakukan dengan adsorpsi menggunakan iron oxide (Fe2O3)[16].

Tabel 2. 7 Dimensi Kolom Adsorpsi Pemurnian Biogas pressure swing adsorption NO Kapasitas

4. Pemurnian biogas menggunakan cryogenic separation (CS)

Metode Cryogenic Separation adalah metode pemurnian biogas melibatkan pemisahan campuran gas dengan cara kondensasi dan distilasi untuk suhu sangat rendah. Proses ini memiliki keuntungan yaitu menghasilkan komponen murni dalam bentuk cairan yang mudah dipindahkan namun biaya proses ini cukup tinggi.

Dalam pemisahan ini biogas ditekan hingga 40 bar suhu -80 0C. Kompresi ini dilakukan dari multi-stage dan inter-cooling[16].

Tabel 2. 8 Dimensi Menara Destilasi Pemurnian Biogas cryogenic Separation NO Kapasitas

27 2.2.3 Dehumidifier Biogas

Dehumidifier adalah sebuah alat yang berbentuk seperti dryer, chiller, atau cyclone yang berfungsi sebagai pengurangan kadar air dalam biogas yang akan dialirkan ke dalam gas engine. Pada bagian dehumidifier proses ini mengoptimalkan proses pembakaran pada gas engine, mencegah pengembunan, dan melindungi mesin dari pembentukan asam. Pada proses kimianya asam dapat terbentuk karena bereaksi pada H2S dan oksigen. Gambar Dehumidifier ditunjukkan pada Gambar 2.8

Gambar 2. 8 Dehumidifier

Berikut penentuan ukuran pada dehumidifier yang dapat ditentukan berdasarkan laju aliran gas yang dihasilkan dari limbah cair POME.

Tabel 2. 9 Penentuan ukuran Dehumidifier

2.2.4 Flare

Flare adalah alat yang digunakan untuk membakar biogas pada saat keadaan berlebih. Pada saat proses pengolahan produksi di Pabrik Kelapa Sawit mengalami panen puncak maka biogas yang dihasilkan akan dalam keadaan yang berlebih.

Ukuran - input/output DN200 /

DN125

DN250 /

DN125 DN300 / DN125

Berat total Kg 836 856 1127

28 Karena operator tidak boleh melepaskan gas metana yang dihasilkan dari proses anaerobik dikarenakan gas rumah kaca dan sifatnya mudah terbakar pada konsentrasi tinggi. Flare ditunjukkan pada Gambar 2.9

Gambar 2. 9 Flare

Berikut perhitungan pada flare yang dapat ditentukan berdasarkan laju aliran gas berlebih yang dihasilkan dari limbah cair POME.

Tabel 2. 10 Penentuan ukuran Flare Tipe Kapasitas

2.2.5 Sistem Instrumentasi dan Kontrol.

Pada sistem Instrumentasi dan Kontrol pada rancangan Pembangkit Listrik Tenaga Biogas berfungsi sebagai operator yang mengontrol suhu, PH, Aliran cairan dan gas, serta tekanan Gas. Sistem kontrol ini juga dapat menghentikan sistem otomatis yang berjalan apabila terjadi kondisi yang tidak aman.

2.2.6 Gas Engine

Gas engine termasuk mesin pembakaran dalam yang bekerja dengan bahan bakar gas seperti gas alam atau biogas. Setelah kandungan pengotor pada biogas

29 diturunkan hingga kadar tertentu, biogas kemudian dialirkan pada gas engine untuk menghasilkan listrik. Bergantung pada spesifikasi gas engine yang digunakan, gas engine yang berbahan bakar biogas umumnya memerlukan biogas dengan kadar air dibawah 80% dan konsentrasi H2S kurang dari 200 ppm. Gas engine mengubah energi yang terkandung dalam biogas menjadi energi mekanik untuk menggerakkan generator yang menghasilkan listrik. Biasanya gas engine memiliki efisiensi listrik antara 36-42% [10]. Gambar Gas engine ditunjukkan pada Gambar 2.10

Gambar 2. 10 Gas Engine

Berikut beberapa tipe generator gas yang tersedia dipasaran yang dapat digunakan berdasarkan kapasitas gas yang dihasilkan dari limbah cair POME.

Tabel 2. 11 Tipe Generator merk Caterpillar Tipe generator Daya listrik

(kw)

Efisiensi listrik (%)

Frekuensi (Hz) Kapasitas Gas(m³)

CG132B-16 560-800 43.5 50 0.034

G3516A 728.7-1041 36.5 50 0.068

G3516C 1173-1675 37.7 50 0.086

2.3 Biaya Investasi

Ketersediaan dana (investasi) dan pengembalian investasi sangat perlu untuk melakukan sebuah proyek pembangkit biogas. hal ini di tujukan untuk menarik minat investor agar mau menanamkan investasi di bidang energi terbarukan, khususnya pembangkit biogas dari limbah cair kelapa sawit (POME)[15].

2.3.1 Biaya Operasional dan Pemeliharaan

1. Biaya Operasional dan Pemeliharaan Sistem Digester

30 Biaya operasional dan pemeliharaan sistem digester ini terdiri dari penggunaan tenaga kerja berupa operator untuk mengoperasikan peralatan, biaya keperluan operasional dan biaya spare part menjelaskan biaya operasional dan perawatan pada sistem digester pertahun sebesar 6,7% dari biaya investasi digester[15]

2. Biaya O&M Tenaga Kerja

Biaya O&M biogas handling terdiri dari biaya tenaga kerja untuk mengoperasikan kompresor, biaya pemeliharaan dan penggantian sparepart.

Dalam penelitian ini ditentukan biaya O&M pertahun sebesar 10,2% dari biaya investasi biogas storage system [15].

3. Biaya Operasional dan Pemeliharaan Sistem Pembangkit Listrik

Biaya operasional dan pemeliharaan sistem pembangkit listrik terdiri dari biaya tenaga kerj dan pemeliharaan, biaya pemeliharaan ini meliputi minyak pelumas, filter, baterai, busi dan komponen lainya pada proses konversi listrik. Biaya perawatan sistem pembangkit listri atau gas engine ini sebesar Rp.110,4/kWh[15].

2.4 Perhitungan Harga Produksi Biogas dan Listrik

Untuk mengetahui harga pokok produksi per kWh PLTBg Berbahan baku POME di PKS PT. Perkebunan Nusantara III PKS Sei Silau, maka diperlukan analisis sebagai berikut :

2.4.1 Perhitungan Biaya Produksi Biogas

Biaya produksi biogas pertahun ditentukan dari biaya operasional dan pemeliharaan tahunan serta biaya penyusutan dari modal selama masa usia proyek 20 tahun. Dengan mrnggunakan persamaan (2.9)

𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑛𝑦𝑢𝑠𝑢𝑡𝑎𝑛 𝑚𝑜𝑑𝑎𝑙 =𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝑏𝑖𝑜𝑔𝑎𝑠 𝑢𝑠𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑘

(2.9) Dan untuk jumlah produksi biogas pertahunnya dapat di hitung dengan

persamaan.

𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝑏𝑖𝑜𝑔𝑎𝑠 =𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝑝𝑒𝑟𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖

(2.10)

2.4.2 Biaya Produksi Listrik (PLTBg).

Menentukan biaya produksi listrik berdasarkan penyusutan biaya investasi produksi listrik selama umur proyek (20 tahun) dan biaya operasional dan

31 perawatan peralatan produksi listrik. Besarnya biaya penyusutan modal selama 20 tahun dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan.

𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑝𝑒𝑛𝑦𝑢𝑠𝑢𝑡𝑎𝑛 𝑚𝑜𝑑𝑎𝑙 =𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝑝𝑟𝑜𝑠𝑢𝑘𝑠𝑖 𝑙𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑘 𝑢𝑠𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑘

(2.11)

2.4.3 Perhitungan Biaya Pendapatan

Perhitungan biaya pendapatan dilakukan terhadap jenis teknologi yang akan digunakan, dalam hal ini tegangan yang dihasilkan PLTBg di alirkan (on grid) ke jaringan PLN. Pendapatan dari PLTBg dari limbah cair kelapa sawit ini berasal dari penjualan listrik. Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM terbaru Nomor 27/2014 mengatur feed-in-tarif untuk energi terbarukan dari biomassa dan biogas. Feed-in-tarif ini sebesar Rp.1.050,00/kWh untuk sambungan pada tegangan menengah dan Rp. 1.400,00/kWh untuk sambungan pada tegangan rendah

2.5 Aspek Studi Kelayakan Proyek

Terdapat beberapa Aspek yang dikaji pada studi kelayakan/perencanaan suatu proyek, antara lain sebagai berikut.

2.5.1 Aspek Teknis

Pada aspek teknis, hal yang perlu dipelajari dalam Pembangkit Listrik Tenaga Biogas, yaitu :

1. Lokasi Pembangkit Listrik Tenaga Biogas akan didirikan. Lokasi sangat berpengaruh dalam mendesain Pembangkit Listrik Tenaga Biogas dikarenakan besarnya kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Biogas yang akan dibangun, maka semakin besar pula pemakaian lahan yang dibutuhkan.

2. Kriteria pemilihan komponen Pembangkit Listrik Tenaga Biogas.

Pemilihan komponen yang memiliki efisiensi tinggi dan jangka waktu yang lama merupakan prioritas dalam suatu perancangan Pembangkit Listrik Tenaga Biogas.

2.5.2 Aspek Finansial

Pada aspek Finansial, hal yang perlu diperhatikan dalam pengkajian aspek keuangan atau finansial suatu proyek, yaitu :

1. Menyusun perkiraan pengeluaran biaya pada proyek tersebut

2. Melakukan analisa finansial, untuk mengetahui jangka waktu pengembalian

32 investasi.

Metode analisa finansial yang akan dilakukan pada penelitian ini antara lain : a. Cash Flow (CF)

Didalam menjalankan sebuah aktivitas atau sebuah proyek, tentunya akan menimbulkan sejumlah biaya untuk menjalankan proyek tersebut, baik secara langsung ataupun tidak langsung. Disisi lain akibat dari pelaksanaan proyek tersebut akan timbul juga manfaat atau keuntungan yang didapatkan, dengan demikian didalam sebuah proyek akan selalu timbul sejumlah uang pemasukan dan uang pengeluaran. Uang masuk dan uang keluar inilahyang dinamakan Cash Flow (aliran uang) [17]. Cash Flow terbagi dua yaitu Cash Flow Benefit (aliran uang masuk) dan Cash Flow Cost (aliran uang keluar).

1. Cash Flow Benefit (CFB)

Cash Flow Benefit adalah aliran uang yang masuk disetiap tahun selama sistem berjalan atau umur proyek. Aliran uang yang masuk disetiap tahun dihitung berdasarkan nilai rata-rata suku bunga yang ada pada tahun pertama pelaksanaan proyek. Berikut rumus perhitungan CFB.

𝐶𝐹𝐵 = 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡(1 + 𝑖)^−𝑛 (2.12)

2. Cash Flow Cost (CFC)

Cash Flow Cost adalah aliran uang yang keluar disetiap tahun selama umur peralatan atau jangka investasi proyek. CFC juga dipengaruhi oleh Present Worth Function (PWF) yaitu nilai faktor bobot sekarang dengan variabel nilai suku bunga yang tersedia, berikut rumusnya :

𝑃𝑊𝐹 = 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡(1 + 𝑖)^−𝑛 (2.13)

CFC = Biaya Investasi× PWF

b. Net Present Value (NPV)

Metode NPV digunakan untuk mengevaluasi kelayakan suatu proyek.Hal ini didasarkan pada perhitungan nilai sekarang dari arus kas dalam periode yang ditentukan waktu. Arus kas merupakan selisih antara manfaat dan biaya dari tahun ditentukan NPV dapat dihitung dengan persamaan dibawah [17].

c. Payback Periode (PBP)

Waktu pengembalian modal merupakan jumlah yang diperlukan dari tahun untuk memulihkan semua biaya investasi [17]. PBP dihitung menggunakan Persamaan berikut.

𝑃𝐵𝑃 = 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖 𝐴𝑟𝑢𝑠 𝑘𝑎𝑠 𝑚𝑎𝑠𝑢𝑘 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛𝑎𝑛

(2.15)

2.6 RETScreen Expert

RETScreen Expert Clean Energy Analysis Software adalah alat terkemuka khusus ditujukan untuk memfasilitasi pra-kelayakan dan analisa kelayakan teknologi energi bersih.Inti dari alat ini terdiri dari analisa proyek standar dan terintegrasi dengan software yang dapat digunakan di seluruh dunia untuk mengevaluasi biaya produksi energi, siklus hidup dan pengurangan emisi gas rumah kaca untuk berbagai jenis energi yang diusulkan efisien dan teknologi energi terbarukan.Semua model teknologi energi bersih di RETScreen yang Software memiliki tampilan umum dan mengikuti pendekatan standar untuk memfasilitasi pengambilan keputusan. Setiap model juga mencakup produk terintegrasi, biaya dan database cuaca dan user manual yang rinci secara online, semua itu membantu untuk mengurangi waktu dan biaya yang terkait dengan mempersiapkan studi pra – kelayakan. Software RETScreen mungkin yang tercepat dan menjadi salah satu alat termudah untuk mengestimasikan kelangsungan hidup serta potensi proyek energi bersih. RETScreen menyediakan akses ke data base iklim global berdasarkan pengukuran tanah dan data satelit NASA, analisa proyek diseluruh dunia yang memungkinkan. Perangkat lunak ini tersedia dalam 35 bahasa dan termasuk

34 database peralatan untuk komponen yang diproduksi dan tersedia di seluruh dunia [18]. Oleh karena itu pada penelitian ini perangkat lunak RETScreen digunakan untuk memproyeksikan analisa finansial biogas dari limbah cair kealapa sawit (POME) sebagai energi listrik dengan menggunakan gas engine. Gambar tampilan pada software RETscreen ditunjukkan pada Gambar 2.11

Gambar 2. 11 Tampilan pada RETscreen

BAB III

METODOLOGI PENELITIAN

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian

Penelitian akan dilaksanakan Dusun IV Urung Pane, Kecamatan Buntu Pane, Kabupaten Asahan, Provinsi Sumatera Utara, dengan koordinat 2.9035731416190864 LU, 99.51259241217996 BT. Penelitian dan pengolahan data direncanakan selama 4 (empat) bulan yakni mulai dari April 2021 hingga Juli 2021. Adapun lokasi perencanaan proyek ditunjukkan pada Gambar 3.1.

Gambar 3. 1 Lokasi Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg)

3.2 Studi Literatur

Tahap penelitian ini diawali dengan studi literatur yang mana merupakan pencarian referensi teori yang relefan tentang pembangkitan listrik tenaga biogas dengan memanfaatkan Palm oil mill effluent (POME) dari buku referensi,jurnal penelitian, layanan internet dan diskusi dengan dosen pembimbing.

36 3.3 Data-data yang Diperlukan

Adapun data- data yang diperlukan untuk melakukan penelitian ini adalah sebagai berikut.

1. Data Produksi Tandan Buah Segar (TBS) di PT. Perkebunan Nusantara III PKS Sei Silau.

2. Data Limbah Cair (POME) yang dihasilkan di PT. Perkebunan Nusantara III PKS Sei Silau.

3. Data Kandungan Karakteristik dari Limbah Cair (POME) berupa pH, COD, BOD, TSS, VSS, FOG, dan total nitrogen di PT. Perkebunan Nusantara III PKS Sei Silau.

3.4 Variabel yang Diamati

Adapun Variabel-variabel yang diamati dalam penelitian ini adalah sebagai berikut.

1. Limbah Cair Kelapa Sawit (POME).

2. Gas metana yang dihasilkan dari Limbah Cair Kelapa Sawit (POME).

3. Daya yang dihasilkan PLTBg.

4. Biaya investasi pembangunan PLTBg.

5. Harga produksi Listrik(Rp/Kwh).

3.5 Tahapan Penelitian

Adapun tahapan penelitian ini adalah sebagai berikut.

1. Pengumpulan referensi dan juga teori pendukung mengenai pembangkit listik tenaga biogas dengan memanfaatkan Palm oil mill effluent (POME) 2. Melakukan pengumpulan data dari PT.Perkebunan Nusantara III PKS Sei

Silau berupa : Data Produksi Tandan Buah Segar (TBS), Data Limbah Cair (POME), dan letak koordinat perencanaan proyek.

3. Menghitung Potensi Energi Listrik yang dihasilkan dari Limbah Cair Kelapa Sawit (POME) dengan persamaan 2.1-2.6.

4. Menentukan komponen-komponen yang akan digunakan pada Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg).

37 5. Melakukan perhitungan untuk mendesain Tangki Penampungan Digester

dengan persamaan 2.7-2.9.

6. Menentukan besar diameter dan tinggi pemurnian pada scrubber H2S dengan Tabel 5 –Tabel 9.

7. Menentukan ukuran Dehumidifier berdasarkan laju aliran gas dengan perhitungan pada Tabel 10.

8. Menentukan tipe yang digunakan pada Flare berdasarkan laju aliran gas berlebih yang dihasilkan seperti pada Tabel 11.

9. Menentukan tipe Generator Gas Engine yang sudah ada di pasaran seperti pada Tabel 12.

10. Menyusun estimasi biaya investasi proyek Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg) di PT.Perkebunan Nusantara III PKS Sei Silau.

11. Menghitung biaya pokok produksi listrik per kWh dengan menggunakan persamaan 2.10-2.13

12. Melakukan analisa finansial Pembangkit Listrik Tenaga Biogas untuk mengetahui apakah proyek Pembangkit Listrik Tenaga Biogas ini layak untuk dibangun, mengetahui jangka waktu pengembalian investasi, serta

Dalam dokumen SKRIPSI. Diajukan untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam menyelesaikan pendidikan sarjana (S-1) pada Departemen Teknik Elektro. (Halaman 31-0)