ENERGI TERBARUKAN SISA KELUARAN LIMBAH PADAT
PENGOLAHAN KELAPA SAWIT
(STUDI KASUS PERENCANAAN PEMBANGUNAN PLTBS
PKS BLANGKAHAN)
Diajukan untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam menyelesaikan pendidikan sarjana ( S-1 ) pada
Departeman Teknik Elektro
Oleh
ISHAK SINAGA
NIM : 060402076
DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO
FAKULTAS TEKNIK
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas berkat
dan kasih karunia-Nya dalam hidup penulis sehingga penulis dapat menyelesaikan
Tugas Akhir yang berjudul:
ENERGI TERBARUKAN SISA KELUARAN LIMBAH PADAT PENGOLAHAN KELAPA SAWIT (STUDI KASUS PERENCANAAN
PEMBANGUNAN PLTBS PKS BLANGKAHAN)
Tugas Akhir ini merupakan bagian dari kurikulum yang harus diselesaikan
sebagai syarat untuk menyelesaikan pendidikan dan memperoleh gelar Sarjana
Teknik di Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.
Selama menjalani pendidikan dan menyelesaikan Tugas Akhir ini, penulis
banyak menerima bantuan, bimbingan serta dukungan dari berbagai pihak. Untuk itu
dengan kerendahan hati, penulis ingin menyampaikan terimakasih yang tulus dan
sebesar-besarnya kepada:
1. Kedua orang tua, K. Sinaga dan D. Simarmata, kakak-kakak penulis Martina
Sinaga, Wina Sinaga, adik-adik penulis Akbar Sinaga, Anju Sinaga dan lae
yang selalu memberikan dukungan, doa, dan kasih sayang kepada saya.
2. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si selaku Ketua Departemen Teknik
Elektro Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.
3. Bapak Rachmad Fauzi, ST, MT selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro
Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara.
4. Bapak Ir. Syahrawardi dan Bapak Ir. M Natsir Amin, M.M. selaku dosen
pembimbing yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan Tugas akhir
5. Bapak Ir.Hendra Zulkarnain selaku dosen wali penulis atas bimbingan dan
arahannya dalam menyelesaikan perkuliahan.
6. Seluruh Staf Pengajar dan pegawai Depatemen Teknik Elektro FT-USU.
7. Donald, Tian, Mesakh, Juandri, Kristian Ginting, Topan, Albert, Rionaldo,
rekan-rekan di Teknik Elektro stambuk 2006 yang tidak bisa disebut satu
persatu.
8. Septa Meriana Lumbantoruan yang juga mendoakan penulis dalam penulisan
skripsi ini.
9. IMPERATIF.
Penulis menyadari bahwa tugas akhir ini, masih banyak kekurangannya.
Kritik dan saran dari pembaca sangat penulis harapkan untuk menyempurnakan tugas
akhir ini.
Akhir kata, penulis berharap agar penulisan tugas akhir ini dapat berguna dan
memberikan ilmu pengetahuan bagi kita semua.
Medan, Oktober 2011
Penulis
ABSTRAK
Pada beberapa tahun belakangan ini pemerintah Indonesia membuat kebijakan
dengan memberikan prioritas yang tinggi pada pemanfaatan energi terbarukan seperti
panas bumi dan biomassa. Salah satu bentuk biomassa adalah dengan pemanfaatan
limbah kelapa sawit. Dari kebijakan tersebut tiap pabrik kelapa sawit diharapkan
mempunyai sebuah pembangkit sendiri untuk dapat memenuhi kebutuhan listrik
pabrik tersebut dan dapat menghasilkan listrik hingga lebih besar dari 1 MW dan
listrik yang dihasilkan oleh pembangkit tersebutdijual kepada pihak ketiga.
Sebagai implemtasi studi kasus yang dipilih adalah Pabrik Kelapa Sawit
(PKS) Blangkahan, Langkatmilik PT.UNITED KINGDOM yang memiliki kapasitas
pengolahan sebesar 30 sampai dengan 40 ton Tandan Buah Segar (TBS) per jam.
Pabrik ini memiliki pasokan buah sawit yang sangat banyak sehingga jam operasi
pabrik rata-rata dapat mencapai 20 jam per hari. Setiap TBS akan menghasilkan
limbah padat berupa serat, cangkang, tandan kosong dan limbah cair. Pada tugas
akhir ini penulis akan membahas tentang perencanaan pembangunan PLTBS
(Pembangkit Listrik Tenaga Biomassa Sawit) PKS Blangkahan yang diharapkan
DAFTAR ISI
1.2.Tujuan dan Manfaat Penulisan...2
1.3.Batasan Masalah...2
1.4.Metodologi Penulisan...3
1.5.Sistematika Penulisan...3
BAB II TEORI DASAR PEMANFAATAN BIOMASA 2.1. Energi Terbarukan...5
2.2. Energi Biomasa...6
2.2.1. Potensi Energi Biomasa di Indonesia...6
2.2.2. Energi Biomasa Sawit...9
2.3. CDM (Clean Development Mechanism)...11
2.4. Siklus Rankine...12
2.4.1. Pengertian siklus Rankine...12
2.4.2. Analisis Energi pada Siklus Rankine...14
2.5. Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa Sawit (PLTBS)...14
2.5.2. Peralatan Utama PLTBS...16
2.5.2.1. Boiler...16
2.5.2.2. Boiler Blowdown...16
2.5.2.3. Superheater...17
2.5.2.4. Air Pengisi Boiler...17
2.5.2.5. Turbin Uap dan Alternator...18
2.5.2.6. Feedwater Heater...19
2.5.2.7. Pengaman Ketel Uap (Boiler)...19
a. Safety Valve...19
b. Pengaman Boiler Drum Level...19
c. Pengaman Boiler Furnace...19
d. Pengaman Boiler Main Stream Temperature...20
e. Pengaman Air Flow...20
f. Pengaman Instrumen Air Pressure...20
g. Pengaman Scanner Cool Pressure...21
BAB III TEORI EKONOMI 3.1. Harga Energi Listrik...22
3.2. Biaya Modal (Capital Cost)...23
3.3. Biaya Operasional dan Perawatan...23
3.4. Biaya Bahan Bahan Bakar...24
3.5. Analisis Aspek Ekonomi...24
3.5.1. Pendapatan per Tahun (Cash In Flow)...24
3.5.3. Payback Period...25
BAB IV ANALISIS DATA 4.1. Perhitungan Ketersediaan Biomasa di PKS Blangkahan...26
4.2. Perhitungan Bahan Bakar...29
4.3. Perhitungan Boiler...30
4.4. Distribusi Uap...31
4.5. Perhitungan Turbin dan Alternator...32
4.6. Data Alat yang Digunakan...33
4.7. Perhitungan Biaya Modal...35
4.8. Biaya Bahan Bakar...38
4.9. Perhitungan Biaya Operasi dan Perawatan...38
4.10. Perhitungan Biaya Pembangkitan Total...38
4.11.Pendapatan (Cash in Flow)...39
4.12. Net Present Value...41
4.13. Payback Period...42
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1. Kesimpulan...43
5.2. Saran...43
DAFTAR PUSTAKA...44
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1. P e t a s e b a r a n b io m a s s a d i I n d o n e s i a …………..…...7
Gambar 2.2. Siklus rankine dan grafik T (suhu) vs s (entropi)…...………...12
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1. Potensi energi terbarukan di Indonesia...5
Tabel 2.2. Potensi limbah biomasa sebagai sumber energi di Indonesia...7-8
Tabel 2.3. Kandungan kalori kelapa sawit... 11
Tabel 4.1. Potensi ketersediaan limbah ...26
Tabel 4.2. Ketersediaan limbah biomasa tiap tahun di PKS Blangkahan...27
Tabel 4.3. Ketersediaan biomasa sebagai bahan bakar per tahun pada PKS
Blangkahan...28
Tabel 4.4. TKS yang dibutuhkan untuk membangkitkan listrik 3MW...29
Tabel 4.5. Biaya investasi, kapasitas, tipe bahan bakar PLTBS
Blangkahan...36
Tabel 4.6. Pendapatan tambahan PLTBS Blangkahan 3 MW...40
ABSTRAK
Pada beberapa tahun belakangan ini pemerintah Indonesia membuat kebijakan
dengan memberikan prioritas yang tinggi pada pemanfaatan energi terbarukan seperti
panas bumi dan biomassa. Salah satu bentuk biomassa adalah dengan pemanfaatan
limbah kelapa sawit. Dari kebijakan tersebut tiap pabrik kelapa sawit diharapkan
mempunyai sebuah pembangkit sendiri untuk dapat memenuhi kebutuhan listrik
pabrik tersebut dan dapat menghasilkan listrik hingga lebih besar dari 1 MW dan
listrik yang dihasilkan oleh pembangkit tersebutdijual kepada pihak ketiga.
Sebagai implemtasi studi kasus yang dipilih adalah Pabrik Kelapa Sawit
(PKS) Blangkahan, Langkatmilik PT.UNITED KINGDOM yang memiliki kapasitas
pengolahan sebesar 30 sampai dengan 40 ton Tandan Buah Segar (TBS) per jam.
Pabrik ini memiliki pasokan buah sawit yang sangat banyak sehingga jam operasi
pabrik rata-rata dapat mencapai 20 jam per hari. Setiap TBS akan menghasilkan
limbah padat berupa serat, cangkang, tandan kosong dan limbah cair. Pada tugas
akhir ini penulis akan membahas tentang perencanaan pembangunan PLTBS
(Pembangkit Listrik Tenaga Biomassa Sawit) PKS Blangkahan yang diharapkan
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Permintaan listrik di Sumatera Utara terus meningkat dengan pesat,
tetapi tidak diikuti dengan penyediaan listrik yang memadai. Hal ini dapat dilihat
dari intensitas terjadinya pemadaman listrik dan masih banyaknya penduduk
yang belum mendapatkan listrik khususnya yang tinggal di pedesaan. Oleh sebab
itu diperlukan pembangkit listrik baru yang berguna untuk mengurangi
kekurangan listrik di Sumatera Utara.
Dilihat dari ketersediaan bahan bakar fosil seperti gas alam, minyak bumi
dan batu bara yang semakin menipis, maka sebaiknya kita menggunakan energi
terbarukan. Hal ini juga didukung oleh pemerintah dengan mengeluarkan
peraturan dan kebijakan tentang energi salah satunya yaitu Peraturan Presiden
Republik Indonesia Nomor 4 Tahun 2010 yaitu tentang penugasan kepada PT
Perusahaan Listrik Negara untuk melakukan percepatan pembangunan listrik
menggunakan energi terbarukan.
Salah satu sumber energi terbarukan adalah energi biomassa yang berasal
dari limbah padat kelapa sawit. Menurut data dari statistik perkebunan
2008-2010, Direktorat Jenderal Perkebunan, Kementrian Pertanian, produksi kelapa
sawit di daerah Langkat pada tahun 2006 mencapai 117.211 ton dan pada tahun
daerah tersebut berpotensi membangun Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa
Sawit (PLTBS).
1.2. Tujuan dan Manfaat Penulisan
Adapun tujuan utama penulisan tugas akhir ini adalah :
a. Mengetahui kelayakan investasi pembangunan proyek PLTBS dari
perspektif ekonomi.
b. Mengetahui prinsip kerja PLTBS PKS Blangkahan.
Manfaat penulisan tugas akhir ini adalah memberikan informasi tentang
biaya produksi, investasi pembangunan PLTBS PKS Blangkahan dan waktu yang
diperlukan untuk mengembalikan dana investasi.
1.3. Batasan Masalah
Dalam tugas akhir ini hanya dibahas tentang :
a. Kelayakan investasi pembangunan proyek PLTBS Blangkahan dari perspektif ekonomi.
b. Nilai NPV (Net Present Value) dari proyek PLTBS Blangkahan.
c. Lama waktu yang dibutuhkan untuk mengembalikan dana investasi.
d. Tidak memperhitungkan biaya pajak.
1.4. Metodologi Penulisan
Metodeyang digunakan dalam penulisan tugas akhir ini adalah :
a. Studi literatur
Yaitu dengan mempelajari buku referensi, buku manual, artikel dari media
cetak dan internet dan bahan kuliah yang mendukung dan berkaitan dengan
topik tugas akhir ini.
b. Studi Bimbingan
Yaitu diskusi dengan dosen pembimbing yang telah ditunjuk oleh
Departemen Teknik Elektro USU mengenai masalah-masalah yang ada
selama penulisan tugas akhir berlangsung.
1.5. Sistematika Penulisan
Tugas akhir ini disusun berdasarkan sistematika pembahasan sebagai
berikut:
Bab 1 Pendahuluan
Bagian ini berisikan latar belakang, tujuan dan manfaat penulisan, batasan
masalah, metodologi penulisan dan sistematika penulisan.
Bab 2 Teori dasar
Bagian ini menjelaskan tentang potensi kelapa sawit, tandan buah segar,
potensi biomasa sawit, siklus rankine, energi terbarukan, energi biomassa,
Bab 3 Teori ekonomi
Bagian ini membahas mengenai modal investasi, biaya produksi total,
waktu pengendalian modal, nilai awal proyek (Net Present Value) dan
pendapatan per tahun (Cash in Flow).
Bab 4 Analisa data
Bagian ini berisikan perhitungan data-data yang ada, perhitungan neraca
daya dan perhitungan analisis ekonomi.
Bab 5 Kesimpulan dan saran
BAB II
TEORI DASAR PEMANFAATAN BIOMASA
2.1. Energi Terbarukan
Energi merupakan persoalan yang sangat penting di dunia, peningkatan permintaan energi berbanding terbalik dengan jumlah cadangan energi. Oleh sebab
itu pemerintah Indonesia memprioritaskan pengembangan terhadap energi
terbarukan. Energi terbarukan adalah energi yang dihasilkan dari sumber energi yang
alami yang berkelanjutan bila dikelola dengan baik dan tidak akan pernah habis.
Contoh energi terbarukan adalah panas bumi, angin air, gelombang air laut, biomassa
dan biogas. Potensi energi terbarukan dapat dilihat pada Tabel 2.1 di bawah ini.
Tabel 2.1 Potensi energi terbarukan di Indonesia
Energi Potensi Kapasitas Terpasang
(MW)
Hidro 75,67 GW 4.200
Panas Bumi 27 GW 807
Mini/Mikro hidro 712 MW 206
Biomassa 49,81 GW 302,4
Energi matahari 4,8 kWh/m2/Hari 6
Angin 3-6 m/sekon 0,6
2.2. Energi Biomassa
Salah satu energi terbarukan adalah bio masa. Bio masa adala h
ist ilah untuk semua bahan yang dihasilkan oleh fotosintesis yang ada d i
permukaan bumi, dimana sumber dari segala energi dalam bio masa adala h
matahari. Bio masa dapat digunakan sebagai bahan bakar untuk memasak
dan proses termal la innya baik itu industri kecil maupun menengah.
2.2.1. Potensi Energi Biomasa di Indonesia
P o t e n s i e n e r g i b io m a s a d i I n d o n e s i a s a n g a t b e s a r .
Limbahbio massa yang dapat digunakan untuk menghasilkan energ i
listrik bisa berasal dari tandan kosong kelapa sawit (TKS), tongkol jagung, dan
sekam padi. Hal ini dapat dilihat pada Tabel 2.2. Dari potensi listrik tersebut,
kapasitas terpasang hanya 302,4 MW.
Menurut ZREU 2000 Indonesia menghasilkan 146.700.000 ton biomassa
G a m b a r 2 . 1 . P e t a s e b a r a n b io m a s s a d i I n d o n e s i a ( s u m b e r : Z R E U 2 0 0 0 , B io m a s a i n I n d o n e s i a - B u s s i n e s s G u i d e ) .
(Sumber: ZREU, CG I 2000)
B e b e r a p a t e k n o lo g i k o n v e r s i y a n g d i l a k u k a n u n t u k
m e n g u b a h b i o m a s a m e n j a d i e n e r g i l a i n a n t a r a l a i n [ 1 1 ] :
1. Termokimia
2. Biokimia
3. Pembakaran langsung
Termokimia dapat dibagi menjadi dua yaitu gasifikasi dan liquefaction.
Gasifikasi dilakukan dengan cara memanaskan biomasa dengan oksigen yang
terbatas untuk memproduksi gas Low Heating Value. Liquefaction dilakukan dengan
cara mengubah gas hasil gasifikasi menjadi ethanol dan methanol.
Biokimia dapat dibagi menjadi dua yaitu anaerobic digestion dan
fermentasi. Anaerobic digestion adalah pembusukan bakteri bahan organik dalam
kondisi ketiadaan oksigen untuk menghasilkan campuran gas metana dan karbon
dioksida dalam perbandingan volume kira-kira 2:1 [11]. Fermentasi adalah
pemecahan molekul kompleks dalam senyawa organik dengan bantuan seperti ragi,
bakteri. Biji-bijian dan tanaman gula diubah oleh fermentasi menjadi etanol. Etanol
menghasilkan gasohol (bensin 90%, etanol 10%), yang dapat digunakan sebagai
bahan bakar mobil [11].
Pembakaran langsung yaitu dengan cara membakar biomasa untuk
memanaskan boiler untuk menghasilkan uap yang akan memutar turbin untuk
menggerakkan generator. Dalam tulisan ini biomasa yang dimaksud adalah tandan
buah segar atau kelapa sawit. Pembakaran adalah proses kimia antara suatu senyawa
atau unsur dengan oksigen. Contoh reaksi pembakaran:
Reaksi antara methana dan oksigen
CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O + panas
Reaksi antara karbon dan oksigen
C + O2 CO2 + panas
2C + O2 2CO + panas
2CO2 + O2 2CO2 + panas
Reaksi antara hidrogen dengan oksigen
2H + O2 2H2O + panas
2.2.2. Energi Biomasa Sawit
Pabrik kelapa sawit menghasilkan tiga jenis limbah padat yaitu serat,
cangkang dan tandan buah kosong, produk sampingan dari limbah padat lainnya
adalah abu hasil pembakaran bahan bakar. Pemanfaatan limbah biomassa pada saat
ini adalah hanya untuk memenuhi energi pengolahan minyak kelapa sawit melalui
pembakaran langsung serat dan cangkang. Sementara itu tandan buah kosong dan
konsumsi pupuk kimia dan mempertahankan kondisi iklim pohon kelapa sawit
didekatnya.
Sistem pembakaran biomassa lebih kompleks daripada sistem pembakaran
bahan bakar fosil dan umumnya memerlukan komponen tambahan di luar unit
pembakaran. Ini berarti bahwa komponen – komponen sistem pembakaran biomassa
harus terintegrasi dengan hati-hati untuk memastikan keberhasilan pembangkit dan
beroperasi tanpa adanya gangguan. Bila dibandingkan dengan bahan bakar fosil
penggunaan bahan bakar biomassa sebagai sumber energi memiliki beberapa
tantangan yang berkaitan dengan:
a. Keandalan bahan bakar biomassa termasuk kadar air, nilai kalor,
konsistensi, dimensi, isi dan kotoran lainnya
b. Kompleksitas ruang penyimpanan bahan bakar dan distribusi
c. Kompleksitas sistem pembakaran
d. Pembentukan kerak
Cangkang dan serat memiliki kandungan nilai kalori yang cukup tinggi
seperti ditunjukkan pada Tabel 2.3 sehingga dapat digunakan sebagai bahan bakar
Tabel 2.3. Kandungan kalori kelapa sawit
Bagian kelapa sawit Nilai kalori
Cangkang 4.105 – 4.802 kcal/kg
Serat 2.637 – 4.554 kcal/kg
Tandan buah kosong 4.492 kcal/kg
Batang 4.176 kcal/kg
POME * 4.695 – 8.569 kcal/m3
Note: 1 kcal = 4187 Joule = 1,163 Wh.
Catatan: POME = Palm Oil Mill Effluent
(Sumber Tabel : PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass & biogas
power plant system at Blangkahan palm oil mill.)
2.3. CDM (Clean Development Mechanism)
Clean Development Mechanism adalah mekanisme yang ada pada protokol
Kyoto Clean Development Mechanism (mekanisme pembangunan bersih) adalah
solusi antara negara maju dan negara berkembang, dimana negara maju berinvestasi
di negara berkembang dalam proyek yang dapat megurangi emisi gas rumah kaca
dengan imbalan sertifikat pengurangan emisi (Certified Emission Reduction, CER)
bagi negara maju tersebut. Faktor emisi dari PLTBS Blangkahan ini adalah sebesar
0,96 tCO2/MWh, CER sebesar 23,041 tCO2/tahun, harga dari CER adalah 7
2.4. Siklus Rankine
2.4.1. Pengertian Siklus Rankine
Siklus Rankine (Gambar 2.2) adalah siklus ideal untuk siklus tenaga uap.
Dalam bentuk sederhana Siklus Rankine terdiri dari empat komponen: pompa,
boiler, turbin dan kondensor .
Gambar 2.2. Siklus rankine dan grafik T (suhu) vs s (entropi)
Siklus Rankine ideal tidak terdiri dari 4 tahapan proses :
• 1 – 2 merupakan proses kompresi isentropik dengan pompa.
• 2 – 3 Penambahan panas dalam boiler pada P = konstan.
• 3 – 4 Ekspansi isentropik kedalam turbin.
Air memasuki pompa pada kondisi 1 sebagai cairan jenuh dan dikompresi
sampai tekanan operasi boiler. Temperatur air akan meningkat selama kompresi
isentropik ini melalui sedikit pengurangan dari volume spesifik air.
Air memasuki boiler sebagai cairan terkompresi pada kondisi 2 dan akan
menjadi uap superheated pada kondisi 3. Panas yang diberikan oleh boiler ke air
pada T (suhu) tetap. Boiler dan seluruh bagian yang menghasilkan steam ini disebut
sebagai steam generator.
Uap superheated pada kondisi 3 kemudian akan memasuki turbin untuk
diekspansi secara isentropik dan akan menghasilkan kerja untuk memutar shaft yang
terhubung dengan generator listrik sehingga dihasilkanlah listrik. P (tekanan) dan T
(suhu) dari steam akan turun selama proses ini menuju keadaan 4 dimana steam akan
masuk kondensor dan biasanya sudah berupa uap jenuh. Steam ini akan dicairkan
pada P konstan didalam kondensor dan akan meninggalkan kondensor sebagai cairan
jenuh yang akan masuk pompa untuk melengkapi siklus ini.
Data dibawah kurva proses pada diagram T – s (entropi) menunjukkan
transfer panas untuk proses reversibel internal. Area dibawah kurva proses 2 – 3
menunjukkan panas yang ditransfer ke boiler, dan area dibawah kurva proses 4 – 1
menunjukkan panas yang dilepaskan di kondensor. Perbedaan dari kedua aliran ini
2.4.2. Analisis Energi pada Siklus Rankine
Analisa energi ini dilihat dari tiap komponen yang terdapat pada siklus
Rankine. Persamaan energi untuk masing-masing komponen dapat ditulis sebagai
berikut :
1. Pompa (Q = 0) WP = ṁ(h2-h1) = v(P2-P1) (2.1)
2. Boiler (W = 0) Qin = ṁ (h3 – h2) (2.2)
3. Turbin (Q = 0) WT, out = ṁ (h3 – h4) (2.3)
4. Kondensor (W = 0) Qout = ṁ (h4 – h1) (2.4)
Efisiensi termal siklus Rankine dapat ditulis :
ɳ = = (2.5)
2.5. Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa Sawit (PLTBS) 2.5.1. Teori dasar PLTBS
Pada dasarnya PLTBS adalah PLTU yang berbahan bakar biomasa sawit.
Dari skema PLTBS seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.3 bisa kita lihat bahwa
TKS dialirkan ke shredder, pada shredder TKS diiris (shredding) hingga diperoleh
potongan serat dengan panjang maksimum kira-kira 100 mm. TKS tersebut
kemudian dialirkan oleh conveyor ke oil presser. Pada oil presser kadar air dikurangi
untuk menghasilkan minyak dan gumpalan serat. Pada dryer kadar air tandan kosong
diturunkan kembali hingga 40%. Kemudian TKS dikumpulkan di dalam silo TKS
sebelum diumpankan ke ruang pembakaran untuk pemanasan boiler. Uap yang
dengan generator sinkron, kemudian generator akan berputar menghasilkan listrik.
Setelah melewati turbin, uap yang bertekanan dan bertemperatur tinggi masuk ke
kondensor. Uap yang masuk ke kondensor dikondensasikan oleh air yang berasal
dari cooling tower menjadi air yang kemudian dipompakan kembali ke dearator lalu
diumpankan ke boiler.
2.5.2. Peralatan Utama PLTBS 2.5.2.1. Boiler (Ketel uap)
Boiler adalah bejana tertutup dimana panas hasil pembakaran dialirkan ke
air sampai terbentuk air panas dan uap. Air panas atau uap pada tekanan tertentu
digunakan untuk mengalirkan panas ke suatu proses. Jika air didihkan sampai
menjadi steam, volumenya akan meningkat 1600 kali dan mudah meledak [14].
Sistem boiler terdiri dari: sistem air umpan, sistem steam dan sistem bahan
bakar. Sistem air umpan menyediakan air untuk boiler secara otomatis sesuai dengan
kebutuhan steam. Berbagai kran disediakan untuk keperluan perawatan dan
perbaikan. Sistem steam mengumpulkan dan mengontrol produksi steam dalam
boiler. Steam dialirkan melalui sistem pemipaan ke titik pengguna. Pada keseluruhan
sistem, tekanan steam diatur menggunakan kran dan dipantau dengan alat pemantau
tekanan. Sistem bahan bakar adalah semua peralatan yang digunakan untuk
menyediakan bahan bakar untuk menghasilkan panas yang dibutuhkan.
2.5.2.2. Boiler Blowdown
Proses blowdown adalah proses dimana sejumlah volume air dikeluarkan
secara otomatis diganti dengan air umpan yang bertujuan untuk mengurangi padatan
terlarut yang terdapat dalam air dan cenderung tinggal pada permukaan boiler. Jika
pada air umpan terdapat banyak padatan maka padatan tersebut akan mencapai suatu
tingkat dimana kelarutannya dalam air terlampaui dan akan mengendap. Pada tingkat
menyebabkan terbawanya air ke steam. Endapan tersebut juga dapat mengakibatkan
kerak pada boiler. Sehingga mebutuhkan panas yang berlebih untuk memanaskan air
pada boiler.
2.5.2.3. Superheater
Merupakan alat perubah panas yang khusus dibuat dari tabung-tabung yang
disusun pararel, menerima uap dari boiler yang dilepas dari drum untuk menaikkan
temperatur. Kebutuhan akan superheater steam untuk operasi suatu prime mover
adalah untuk menaikkan efisiensi mesin.
2.5.2.4. Air Pengisi Boiler
Air yang siap dimasukkan dalam boiler disimpan dalam water storage dan
sudah mengalami perlakuan khusus untuk mendapatkan syarat yang memenuhi
sebagai air pengisi boiler. Syarat khusus air pengisi boiler; bebas kandungan garam,
asam, kotoran, lumpur atau sifat agresif yang merusak boiler.
Tujuan pengolahan feedwater adalah untuk menghilangkan atau mengurangi
kotoran-kotoran yang yang disebabkan oleh kerak atau korosi, karena kerak hasil
endapan Ca dan Mg yang melekat pada dinding boiler maupun pada pipa boiler akan
bertambah tahan terhadap panas sehingga panas dari air air tidak semua pindah ke
air, tetapi sebagian untuk memanasi pipa atau dinding boiler.
Karakteristik air pengisi boiler yang baik adalah:
1. Tidak mengakibatkan korosi pada dinding boiler, pipa-pipa air dan
2. Tidak memberi endapan yang berbentuk kerak.
Akibat pemakaian air yang tidak murni:
1. Terjadi korosi pada boiler.
2. Timbul kerak, hal ini terjadi karena endapan kondisi bahan padat yang
terlarut jika temperatur naik.
Cara menghindari kerak:
1. External boiler water treatment, yaitu dengan menghilangkan kotoran di luar
boiler.
2. Internal boiler water treatment, yaitu dengan menambahkan bahan kimia.
Air yang terdapat di alam bebas banyak mengandung asam, garam dan
kotoran seperti pasir dan lumpur, maka untuk kebutuhan air boiler lebih baik
menggunakan air kondensasi. Air kondensasi adalah air yang berasal dari uap bekas
lalu didinginkan dengan alat kondensor. Mencegah terjadinya korosi dalam boiler
dilakukan dengan penghilangan gas oksigen.
2.5.2.5. Turbin Uap dan Alternator
Turbin uap adalah penggerak mula yang terus menerus mengubah energi
uap panas yang bertekanan bersuhu tinggi menjadi energi mekanik yang berupa
putaran pada poros turbin. Uap ini berekspansi melalui sudu-sudu turbin sehingga
poros turbin berputar dan menggerakkan generator untuk menghasilkan listrik.
Umumnya pada alternator belitan medan berada pada rotor dan belitan
jangkar berada pada stator. Energi mekanik rotasi dari turbin dikonversi menjadi
terdiri dari baja tempa dengan slot untuk konduktor yang disebut belitan medan.
Rotor dikelilingi oleh stator yang berisi konduktor tembaga. Medan magnet rotor
yang melewati stator membuat elektron dalam konduktor stator bergerak, elektron
yang bergerak ini disebut arus.
2.5.2.6.Feedwater Heater
Feedwater heater menaikkan suhu air umpan sebelum memasuki
economiser. Hal ini berguna agar tidak terjadi thermal stressing yang disebabkan
oleh masuknya air dingin ke dalam drum yang panas dalam boiler, selain itu juga
berguna untuk menaikkan efisiensi.
2.5.2.7. Pengaman Ketel Uap (Boiler) a. Safety Valve
Berfungsi sebagai pengaman terhadap terjadinya tekanan uap lebih yang
diproduksi ketel uap [7].
b. Pengaman Boiler Drum Level
Berfungsi untuk mengontrol tinggi rendahnya permukaan air pada boiler
[7].
c. Pengaman Boiler Furnace
Berfungsi untuk mengontrol tekanan ruang bakar. Hal ini untuk menjamin
kestabilan proses pembakaran. Transportasi bahan bakar biomasa sawit ke
bakar menuju alat penangkap debu . Bila batasan pengamanan terlampaui
dan menyimpang maka proses diatas akan terganggu [7].
d. Pengaman Boiler Main Stream Temperature
Fungsinya adalah mengontrol tinggi temperatur uap utama keluar
superheater. Selain itu juga berfungsi sebagai pengaman terjadinya
temperatur uap utama melebihi batas desain yang diijinkan. Pengamanan ini
dimaksudkan untuk menghindari terjadinya thermal stress pada suatu turbin
tingkat pertama akibat perbedaan temperatur terlalu tinggi antara temperatur
uap utama yang masuk dengan temperatur metal pada sudu turbin [7].
e. Pengaman Air Flow
Berfungsi untuk membatasi jumlah total udara yang masuk ke ruang bakar
pada saat proses pembilasan (purge) ketel uap. Pada saat pembilasan ketel
uap kita mengharapkan seluruh gas-gas sisa pembakaran yang terakumulasi
dalam ruang bakar dan saluran-saluran gas buang dapat kira-kira 600
ton/jam dibuang ke udara luar, minimal gas-gas sisa pembakaran bersih
dalam waktu 3 menit (desain) [7].
f. Pengaman Instrumen Air Pressure
Pengaman Instrumen air pressure adalah sebagai kebutuhan utama dalam
sistem kontrol pneumatic PLTU. Pasokan udara instrumen harus sangat
terjaga dan sangat spesial mengingat sumber tenaga seluruh kontrol ketel,
turbin dan alat bantunya terletak pada keandalan suplai udara instrumen
yang berkelanjutan dan tetap pada tekanan kerjanya. Mengingat keutamaan
boiler turbin dan alat bantunya maka apabila terjadi tekanan udara turun
dibawah titik kerjanya hal ini akan mengakibatkan seluruh fungsi kontrol
pneumatic terhenti dan akan menghentikan kegiatan operasi boiler dan
turbin [7].
g. Pengaman Scanner Cool Pressure
Berfungsi untuk mengamankan sistem pendingin pada scanner sensor
flame. Pendeteksian nyala api pada suatu boiler sangat penting untuk
meyakinkan adanya pembakaran, sehingga tidak akan terjadi penumpukan
bahan bakar akibat kegagalan penyalaan api. Pendeteksi nyala api
diamankan dari panasnya area ruang bakar dengan jalan memberikan
pendinginan berupa perapat udara bertekanan pada seluruh permukaan alat
pendeteksi api tersebut. Terganggunya sistem pendinginan ini akan
mengakibatkan melting point pada alat pendeteksi nyala api karena terjadi
kontak langsung antara alat dengan panasnya api yang dideteksi kerusakan
BAB III TEORI EKONOMI
Untuk mengetahui kelayakan berdirinya PLTBS Blangkahan, maka
penulis perlu dilakukan analisis terhadap aspek ekonomi dan pembiayaannya.
3.1. Harga Energi Listrik
Harga energi listrik tiap pembangkit berbeda-beda yang dihitung
dengan parameter-parameter sebagai berikut:
a. Biaya pembangkitan per kW
b. Biaya pengoperasian per kWh
c. Biaya perawatan per kWh
d. Suku bunga
e. Depresiasi
f. Umur operasi
g. Daya yang dibangkitkan
Dalam pengembangan teknologi pembangkitan ditinjau dari aspek
ekonomi terdiri dari 3 hal yaitu:
a. Biaya modal
b. Biaya bahan bakar
3.2. Biaya Modal (Capital Cost)
Biaya modal adalah biaya pembangunan pembangkit listrik yang
dipengaruhi oleh tingkat suku bunga dan umur ekonomis suatu pembangkit.
Biaya modal / Capital Cost dapat dirumuskan sebagai berikut:
CC = (3.1)
CRF= (3.2)
Keterangan:
CRF = Capital Recovery Factor (decimal)
i = Suku bunga (%)
n = Umur Pembangkit (tahun)
3.3. Biaya Operasional dan Perawatan
Biaya operasional dan perawatan adalah semua biaya yang digunakan
selama pembangkit beroperasi. Biaya operasional dan perawatan meliputi biaya
tetap (fixed cost) yaitu biaya yang tidak berhubungan terhadap besar tenaga
listrik yang dihasilkan oleh pembangkit tenaga. Biaya tidak tetap (variabel cost)
adalah biaya yang berkaitan dengan pengeluaran untuk alat-alat dan perawatan
yang dipakai dalam periode pendek dan tergantung pada besar tenaga listrik
3.4. Biaya Bahan Bakar
Pada pembangkit ini menggunakan bahan bakar dari serat dan cangkang
kelapa sawit yang merupakan hasil limbah pabrik kelapa sawit. Oleh sebab itu
biaya bahan bakar untuk pembangkit ini tidak untuk membeli serat dan
cangkang, tetapi diperhitungkan sebagai biaya transportasi.
3.5. Analisis Aspek Ekonomi
3.5.1. Pendapatan per Tahun (Cash in Flow per tahun)
Cash in Flow pada tugas akhir ini dapat kita hitung dengan persamaan:
= (harga jual listrik ke PLN x Daya yang di jual ke PLN) – (Biaya pembangkitan
total x kWhoutput ) + pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
Keterangan : CIF = Cash In Flow
3.5.2. Net Present Value (NPV)
Net Present Value (nilai bersih sekarang) dari suatu alternatif investasi
merupakan selisih dari nilai sekarang (Present Value, PV) pendapatan dengan
pengeluaran dari suatu alternatif dengan tingkat faktor diskon tertentu. Discount
factor merupakan angka dari faktor konversi nilai kemudian (Future Value, FV)
menjadi nilai sekarang[12].
NPV = – CoF (3.5)
Keterangan :
CoF = Cash out Flow
K = Discount rate yang digunakan
CiF = Cash in Flow
N = Periode terakhir dimana cash flow diharapkan
t = Periode cash flow diharapkan
3.5.3. Payback Period
Payback period adalah lama waktu yang diperlukan untuk
mengembalikan dana investasi. Investasi yang ideal adalah investasi dengan
payback period terpendek.
PP = (3.6)
Keterangan :
BAB IV ANALISIS DATA
4.1. Perhitungan Ketersediaan Biomasa di PKS Blangkahan
Jumlah TBS yang dapat diproses PKS Blangkahan sekitar 40 ton/jam.
Berdasarkan kondisi ini, ketersediaan limbah sebagai bahan bakar biomasa dapat
dihitung dengan menggunakan asumsi yang terdapat dapat pada Tabel 4.1.
Sehingga didapat jumlah biomassa yang dipakai selama setahun adalah
56.160.000 kg seperti yang terdapat pada Tabel 4.2.
Tabel 4.1. Potensi ketersediaan limbah
No Limbah biomasa
Jumlah limbah biomasa
Ketersediaan limbah biomasa
1 Serat 13,53 % 0%
2 Kulit 7 % 20%
3 TKS 22 % 100%
(Sumber tabel: PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass & biogas
Tabel 4.2. Ketersediaan limbah biomasa tiap tahun di PKS Blangkahan
No Uraian Jumlah Satuan
1 Kapasitas kerja PKS 40 ton/jam
2 Jam kerja rata-rata PKS 6.000 jam/tahun
3 Kapasitas kerja PKS dalam 1tahun 240.000 ton TBS
4 Kapasitas limbah padat / jam
(Sumber Tabel: PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass & biogas
power plant system at Blangkahan palm oil mill.)
Tandan kelapa sawit yang dihasilkan dari pabrik kelapa sawit biasanya
mengandung kadar air 60%. Dalam kondisi ini nilai Low Heating Value (LHV) 5.320
perlakuan khusus yang bertujuan untuk mengurangi kadar air sampai 40% untuk
meningkatkan efek LHV sekitar 9.200 kJ/kg.
Untuk PKS yang beroperasi 40 ton tbs/jam akan menghasilkan 22% tandan
kelapa sawit yang mengandung kadar air sampai 60% atau total 8.800 kg/jam.
Dengan demikian didapat nilai kalori 8.800 x 5.320 = 46.816.000 kJ/jam.
Setelah mengalami proses penghilangan kadar air, TKS akan memiliki
kadar air akan memiliki kadar air 40% dan beratnya turun menjadi 17,6% dari TBS,
atau 7.040 kg/jam. Sehingga didapat nilai kalor 7.040 x 9.200 kJ/kg = 6.476.800
kJ/jam. Ketersediaan biomasa sebagai bahan bakar per tahun dapat dilihat pada tabel
4.3 di bawah ini.
Tabel 4.3. Ketersediaan biomasa sebagai bahan bakar per tahun pada PKS Blangkahan (ton/tahun) (MJ/ton) (MJ/year)
TKS di PKS
Blangkahan
43.863 9.200 403.539.600
(Sumber Tabel: PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass &
Dengan asumsi jam operasi PLTBS rata-rata per tahun adalah 8.000
jam/tahun dan menghasilkan daya 3MW maka didapat data listrik yang dihasilkan
pertahun dan jumlah energi yang dibutuhkan tiap tahun dapat dilihat pada Tabel 4.4.
Tabel 4.4. TKS yang dibutuhkan untuk membangkitkan listrik 3MW
Uraian Jumlah Satuan
Daya 3 MW
Jam operasi PLTBS rata-rata per tahun 8.000 jam/tahun
Listrik yang dihasilkan per tahun 24.000 MWh/tahun
Energi yang dibutuhkan per MWh 3.600 MJ/tahun
Energi yang dibutuhkan tiap tahun 86.400.000 MJ/tahun
Tandan kelapa sawit yang dihasilkan 23,07%
Bahan bakar yang diperlukan 374.512.354 MJ/tahun
TKS yang dibutuhkan 40.708 ton/tahun
(Sumber Tabel: PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass & biogas
power plant system at Blangkahan palm oil mill.)
4.2. Perhitungan Bahan Bakar
Kapasitas PKS = 40 ton/jam TBS
Data TKS:
1. Kadar air = 40%
2. LHV = 9.200 kJ/kg [2]
(8.800kg/jam @ kadar air 60% atau 22% dari TBS)
a.
Total energi bahan bakar per jam: 7.040 X 9.200 = 64.768 MJ/jam.b.
Energi yang hilang saat pemanasan boiler (diasumsikan 4%)0,04 X64.768 = 2.590,72 MJ/jam
c.
Energi bahan bakar yang digunakan untuk memanaskan air boiler64.768-2.590,72 = 62.177,28 MJ/jam
4.3. Perhitungan Boiler
Tekanan uap, PsH = 37 barg (38 bar)
Temperatur uap, TsH = 370ºC
Entalpi uap, hsH = 3.146,7 kJ/kg
Temperatur feed water, TFW = 105ºC
Entalpi feed water, hfw = 440,17 kJ/kg
Efisiensi = 82%
Panas yang dibutuhkan untuk memproduksi uap tiap ton, Qsteam
= (hSH-hFW) X 1.000/3.600
= (3.146,7-440,27) X1.000/3.600
= 751,79 kW/jam
Panas yang diterima dari pembakaran bahan bakar, Qin
= Qf X efisiensi/3.600
= 14,1626 MW
=14.162,6 kW/jam
Kapasitas uap boiler yang bisa diproduksi tiap jam
= Qin/ Qsteam
= 14.162,6/751,79
= 18,838 ton/jam
4.4. Distribusi Uap
Dari 18,838 ton uap yang dihasilkan, 16,777 ton akan digunakan untuk
memutar turbin. Sisanya 2,061 ton digunakan untuk dearator, sistem feedwater
dan ejector.
Perinciannya sebagai berikut:
Dearator = 1,112 ton/jam
Make up water tank = 0,739 ton/jam
Ejector = 0,210 ton/jam
Uap yang dikirimkan ke turbin diasumsikan berdasarkan pengalaman
kehilangan tekanan (tekanan menurun) 2 bar sehingga inlet turbin uap [12]:
Kapasitas : 16,777 ton/jam
Tekanan : 35 barg
4.5. Perhitungan Turbin dan Alternator
Efisiensi turbin, ηT = 70% (asumsi)
Efisiensi gearbox dan alternator, ηG = 90% (asumsi)
Aliran massa = 16,777 ton/jam = 4,66 kg/s
P = 35 barg (36 bar)
t3 = 370ºC
h3 = 3.150,76 kJ/ kg
s3 = 6,72 kJ/kgºC
p4 = 0,1 bar
h4A = 2.128 kJ/kg
s4A =s3 = 6,72 kJ/kgºC
(h3-h4)/ ηT = (h3- h4A)
h4 = h3 – (h3-h4A) X ηT
h4 = 3.150,76 – (3.150,76 – 2.128) X 0,7
h4 = 2.434,83 kJ/kg
Daya output turbin
Pt = m x (h3-h4)
Pt = 4,66 x (3.150,76 – 2.434,83)
Pt = 3.336 kW
Daya otput alternator
PG = 3.336 X 0,9
PG = 3.002,6 kW ≈ 3MW
4.6. Data Alat yang Digunakan a. Boiler 16 TPH
Operation Pressure : 37 Barg
Operation Temperature : 370ºC
b. Elliott Steam Turbo Generator set 3 MW
Inlet Pressure : 35 Barg
Inlet Temperature : 370ºC
Exhaust Pressure : 75 mmHgA
Steam Exhaust Temperature : 46,1ºC
Steam Turbine Speed : 4.950 rpm
Steam flow : 15.400 kg/jam
Generator speed : 1.500 rpm
Power output at Generator : 3.000 kWe
Brand : ELLIOTT - EBARA
Manufacture : ELLIOTT – EBARA GROUP
Country of Origin : USA
Capacity : 15,4 TPH
Pressure : 75 mmHgA
Design Code : HEI
Steam flow Condenser : 15.400 kg/jam
Operating Pressure : 75 mmHgA
Surface Area : 499,8 m2
d. Cooling Tower
Manufacturer : PT LIANG CHI INDONESIA
Model : LBC1000
Water Flow rate : 980 m3/jam
Hot Water Temperature : 43ºC
Cold water temperature : 33ºC
e. Extraction Condensate Pumps
Capacity (flow rate) : 20 m3/jam
Efficiency : 45,5 %
Temperature : 60ºC
Pump Speed : 2.900 Rpm
Quantity : 2 unit
Brand : RITZ PUMPEN
Liquid : Water
Quantity : 2 units
Speed : 1.000 rpm
h. Generator
Generated KW/ KVA : 3.000 kW/ 3.750 kVA
Rated voltage : 380 Volt + / - 5%
Rated frequency : 50 Hz
Rated Power Factor : 0,8
No. of phases : 3 phase, 4 wire
Connection : Star
Rated speed : 1.500 rpm
4.7. Perhitungan Biaya Modal
Perhitungan biaya modal dipengaruhi oleh umur ekonomis pembangkit, dan
tingkat suku (discount rate).
CRF=
Keterangan :
CRF = Capital Recovery Factor (decimal)
i = Suku bunga (%)
CC =
CC = Capital Cost / biaya modal (US$/kWh)
Jumlah pembangkitan netto tenaga listrik (kWh/Tahun)
= (Daya terpasang) x (faktor kapasitas) x 8.000
Kapasitas, umur, tipe bahan bakar dan biaya investasi PLTBS Blangkahan
dapat dilihat pada tabel 4.5.
Tabel 4.5. Biaya investasi, kapasitas, tipe bahan bakar PLTBS Blangkahan
Jenis data Nilai
Kapasitas PLTBS 3 MW
Umur 25 tahun
Tipe bahan bakar Tandan kelapa sawit
Biaya investasi 2.236.800 USD
1. CRF
CRF yang didapat dari perhitungan pada lampiran:
Suku bunga (i) 12% , umur pembangkit (n) = 25 tahun
Suku bunga (i) 9%, umur pembangkit (n) = 25 tahun
CRF = 0,10
Suku bunga (i) 6%, umur pembangkit (n) = 25 tahun
CRF = 0,078
2. Perhitungan biaya pembangunan
Biaya pembangunan = =
= 745,6 USD/kW
3. Biaya modal (Capital Cost)
Biaya modal (Capital cost) yang didapat dari perhitungan pada lampiran:
Untuk suku bunga i= 12%
Capital cost = 0,0118USD/kWh = 1,18 cent/kWh
Untuk suku bunga i = 9%
Capital cost = 0,0093 USD/kWh = 0,93 cent/kWh
Untuk suku bunga i = 6%
4.8. Biaya Bahan Bakar
Bahan bakar yang digunakan PLTBS Blangkahan ini adalah limbah
kelapa sawit dari PKS Blangkahan langkat itu sendiri, maka biaya bahan bakar
diasumsikan Rp 50,00/kg sebagai biaya pengangkutan. Biaya bahan bakar yang
didapat dari perhitungan pada lampiran adalah sebesar 0,986 cent/kWh
4.9. Perhitungan Biaya Operasi dan Perawatan
Biaya operasi dan perawatan per tahun diasumsikan 10% dari total
biaya investasi. 2.236.800 USD x 10% = 223.680 USD/tahun. Dalam satu tahun
PLTBS Blangkahan mengasilkan 24.000 MWh/tahun, sehingga didapat biaya
operasi dan perawatan per kWh
= = 0,00932 USD/kWh
= 0,932 cent/kWh
4.10. Biaya Pembangkitan Total
Biaya pembangkitan total yang didapat dari perhitungan pada lampiran:
a. suku bunga i =12%
= 0,03098 USD/ kWh
= Rp 266,428/kWh (1 USD = Rp 8.600,00)
b. suku bunga i = 9%
= 0,02848 USD/kW
c. suku bunga i = 6%
= 0,02638 USD/kWh
= Rp 226,868/kWh
4.11. Pendapatan (Cash in Flow)
Pendapatan PLTBS didapat dengan menjual tujuh puluh persen listrik
yang dihasilkan ke PLN. Selain memperoleh pendapatan dari hasil penjualan
listrik. PLTBS Blangkahan juga mendapatkan pendapatan tambahan dari
penjualan remnant oil dan CER yangdapat dilihat pada Tabel 4.6.
Tabel 4.6. Pendapatan tambahan PLTBS Blangkahan 3 MW
PLTBS 3MW BLANGKAHAN
Pendapatan Jumlah Satuan
Minyak sisa (remnant oil) 900
Jumlah minyak sisa 110,4 ton/tahun
Jumlah minyak sisa 110.400 kg/tahun
Harga 7.000 Rp/kg
Pendapatan 772.800.000 Rp/tahun
Daya 3,0 Mwe
Jam operasi 8.000 jam/tahun
Daya yang dihasilkan 24.000 MWh/tahun
CER 23.041 tCO2/tahun
Harga CER 7 USD/tCO2
Pendapatan CER 161.288 USD/tahun
Nilai tukar rupiah 8.600 Rp/USD
Pendapatan CER 1.387.077.350 Rp/tahun
Harga jual listrik ke PLN 787 Rp/kWh
Harga jual listrik ke PLN 0,091511628 USD/kWh
(Sumber Tabel: PT Palsihok utama team, An intermediate report biomass & biogas
power plant system at Blangkahan palm oil mill.)
Cash in Flow tiap tahun yang didapat dari perhitungan pada lampiran adalah
sebesar:
a. CIF12% = Rp 8.987.205.350,00 / tahun
b. CIF9% = Rp 9.503.205.350,00 / tahun
4.12. Net Present Value (NPV)
Net Present Value yang didapat dari perhitungan pada lampiran dapat
dilihat pada Tabel 4.7.
Tabel 4.7. Nilai NPV PLTBS Blangkahan Tahun
ke-
Investasi (CoF) = Rp 19.236.480.000
Suku bunga 6%
-9.862.286.274 9.503.205.350 -10.517.942.982 8.987.205.350 -11.212.189.509
2
9.936.645.350 -1.018.707.286 9.503.205.350 -2.519.285.167 8.987.205.350 -4.047.644.428
3
9.936.645.350 7.324.291.758 9.503.205.350 4.818.933.012 8.987.205.350 2.349.270.824
4
9.936.645.350 15.195.045.574 9.503.205.350 11.551.243.268 8.987.205.350 8.060.802.298
5
9.936.645.350 22.620.285.022 9.503.205.350 17.727.674.696 8.987.205.350 13.160.383.971
6 9.936.645.350
29.625.227.898 9.503.205.350 23.394.125.546 8.987.205.350 17.713.581.894
7
9.936.645.350 36.233.664.574 9.503.205.350 28.592.704.309 8.987.205.350 21.778.937.182
8
9.936.645.350 42.468.038.796 9.503.205.350 33.362.042.623 8.987.205.350 25.408.718.689
9 9.936.645.350
48.349.523.912 9.503.205.350 37.737.582.360 8.987.205.350 28.649.595.035
10
9.936.645.350 53.898.094.775 9.503.205.350 41.751.839.000 8.987.205.350 31.543.234.630
11
9.936.645.350 59.132.595.590 9.503.205.350 45.434.643.257 8.987.205.350 34.126.841.410
12
9.936.645.350 64.070.803.905 9.503.205.350 48.813.362.759 8.987.205.350 36.433.633.179
13 9.936.645.350
68.729.490.996 9.503.205.350 51.913.105.421 8.987.205.350 38.493.268.687
14
9.936.645.350 73.124.478.817 9.503.205.350 54.756.906.028 8.987.205.350 40.332.228.961
15 9.936.645.350
77.270.693.742 9.503.205.350 57.365.897.411 8.987.205.350 41.974.157.778
16
9.936.645.350 81.182.217.257 9.503.205.350 59.759.467.487 8.987.205.350 43.440.165.650
17
18
9.936.645.350 88.353.575.783 9.503.205.350 63.970.023.383 8.987.205.350 45.917.793.750
19
9.936.645.350 91.637.766.352 9.503.205.350 65.818.298.654 8.987.205.350 46.961.269.196
20
9.936.645.350 94.736.059.341 9.503.205.350 67.513.964.040 8.987.205.350 47.892.943.702
21 9.936.645.350
97.658.977.256 9.503.205.350 69.069.620.358 8.987.205.350 48.724.795.939
22 9.936.645.350
100.416.446.987 9.503.205.350 70.496.827.989 8.987.205.350 49.467.521.151
23
9.936.645.350 103.017.833.525 9.503.205.350 71.806.192.788 8.987.205.350 50.130.668.662
24
9.936.645.350 105.471.971.769 9.503.205.350 73.007.444.897 8.987.205.350 50.722.764.653
25
9.936.645.350 107.787.196.527 9.503.205.350 74.109.511.053 8.987.205.350 51.251.421.789
Dari Tabel 4.7 dapat dilihat pada tahun ke -2 NPV sudah positif atau
sudah mendapatkan keuntungan pada tahun kedua, maka proyek ini bisa
dinyatakan layak dan semakin tinggi suku bunga yang dipakai maka nilai NPV
yang didapat akan semakin rendah.
4.13. Payback Period
Payback Period yang didapat dari perhitungan pada lampiran dengan
suku bunga 6% pengembalian modal dapat dilakukan selama 1,93 tahun
pembangkit bekerja. Untuk suku bunga 9% selama 2,02 tahun. Suku bunga 12%
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1. KESIMPULAN
Dari hasil studi kasus pada kelayakan teknologi dan ekonomi
pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa Sawit (PLTBS) di PKS
Blangkahan didapat beberapa kesimpulan:
a. Nilai investasi PLTBS Blangkahan dan harga jual listrik sangat
menentukan nilai keekonomian PLTBS ini. Dengan harga jual Rp 787
/kWh sudah mencukupi untuk mencapai kelayakan proyek PLTBS
Blangkahan.
b. Kelayakan keekonomian PLTBS Blangkahan menjadi meningkat dengan
adanya pendapatan tambahan yang berasal dari penjualan remnant oil
dan CER.
5.2. SARAN
a. Perlu dilakukan analisis tanpa memperhitungkan pendapatan
tambahan dari CER dan remnant oil.
b. Perlu dilakukan kajian lebih lanjut mengenai termis pada boiler.
c. Perlu dilakukan analisis ekonomi dengan memperhitungkan biaya
DAFTAR PUSTAKA
1. Abdullah, K. (2006). Biomass Energy Potentials And Utilization In Indonesia. Diakses dari
2. Adi Setiawan, Dedi Susanto, M. Natsir Amin, Zulkarnain Pane, Bustami
Syam, Nazaruddin Matondang. (2010) Potensi Tandan Kosong Sawit
sebagai bahan baku Pembangkit Listrik yang Ramah Lingkungan.
Regional Conference on Material and Energy, Universitas Sumatera Utara, Medan, Indonesia.
3. BKPN. (2011). Potensi Kelapa Sawit di Kabupaten Langkat. Diakses dari
.
4. ..., Center for Research on Material and Energy –ITB, Bandung, 2007.
5. Directorate General of Electricity and Energy Utilization, (DGEEU), 2004. Indonesia Energy Statistics.
6. Febijanto, Irhan. (2011). Kajian teknologi dan keekonomian pembangkit
pembangkit listrik tenaga biomasa sawit; kasus di pabrik kelapa sawit
Pinang tinggi, Sei Bahar, Jambi, Indonesia.
7. Hasyim. (2009). Boiler. Diakses dari
8. Kadir, Abdul. (1996). Pembangkit Tenaga Listrik. Jakarta: UI-Press
9. Marsudi, Djiteng. (2005). Pembangkitan Energi Listrik. Erlangga: Indonesia.
10. Muin, Ir.Syamsir A. (1998), Pesawat –Pesawat Konversi Energi I (Ketel Uap). Jakarta:Rajawali Pers.
11. Nag, P. K. (2002). Power Plant EngineeringSecond Edition, International Edition. USA: Mc-Graw-Hill.
12. Nasution, Arman H. (2006). Manajemen Industri. Yogyakarta:ANDI.
13. Palsihok Utama Team. (2011). An intermediate report biomass & biogas power plant system at Blangkahan an palm oil mill, Medan, Indonesia.
14. United Nations Environment Programme (UNEP). (2006). Boiler &
Pemanas Fluida Termis. Diakses dari
15. Woodruff, B, et al. (1984). Steam-Plant Operation, USA: McGraw-Hill,Inc.
16. ZREU (Zentrum fur rationell Energieanwendung und Umwelt GmbH), 2000.
LAMPIRAN 1. Perhitungan CRF
Perhitungan CRF
Suku bunga (i) 12% , umur pembangkit (n) = 25 tahun
CRF =
CRF = = 0,127
Suku bunga (i) 9%, umur pembangkit (n) = 25 tahun
CRF = = 0,10
Suku bunga (i) 6%, umur pembangkit (n) = 25 tahun
CRF = = 0,078
2. Perhitungan Biaya Modal (Capital Cost)
=
Untuk suku bunga i= 12%
Untuk suku bunga i = 9%
CC = = 0,0093 USD/kWh = 0,93 cent/kWh
Untuk suku bunga i = 6%
CC = = 0,0072 USD/kWh = 0,72 cent/kWh
3. Perhitungan Biaya Bahan Bakar
Fuel Cost (FC) = Rp 50,00/kg x 1.000 x 40.708 ton/tahun
= Rp 2.035.400.000,00/tahun
= Rp 236.674,41 USD/tahun
Dalam satu tahun PLTBS Blangkahan mengasilkan 24.000 MWh/tahun,
sehingga didapat biaya bahan bakar:
= = 0,0098614341085271 USD/kWh
= 0,986 cent/kWh.
4. Perhitungan Biaya Pembangkitan Total
TC = Biaya Total
CC = Biaya Modal
FC = Biaya Bahan Bakar
TC = CC+FC+OM
a. Untuk suku bunga i =12% maka:
= Rp 266,428/kWh (1 USD = Rp 8.600,00)
b. Untuk suku bunga i = 9% maka:
TC = 0,93 + 0,986 + 0,932 = 2,848 cent/kWh
= 0,02848 USD/kWh
= Rp 244,928/kWh
c. Untuk suku bunga i = 6% maka:
TC = 0,72 + 0,986 + 0,932 = 2,638 cent/kWh
= 0,02638 USD/kWh
= Rp 226,868/kWh
5. Perhitungan Cash in Flow tiap tahun
a. CIF12%
= (harga jual listrik ke PLN x Daya yang di jual ke PLN) – (Biaya
pembangkitan total x kWhoutput ) + pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
= +pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
= ( Rp 787 / kWh x 16.800.000 kWh / tahun) – (Rp 266,428 kWh x
24.000.000) + (Rp1.387.077.350 + Rp 772.800.000)
= Rp 8.987.205.350,00 / tahun
b. CIF9%
= (harga jual listrik ke PLN x Daya yang di jual ke PLN) – (Biaya
pembangkitan total x kWhoutput ) + pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
= ( Rp 787/kWh x 16.800.000kWh/tahun) – (Rp 244,928kWh x
24.000.000) + (Rp1.387.077.350 + Rp 772.800.000)
= Rp 9.503.205.350,00 / tahun
c. CIF6%
= (harga jual listrik ke PLN x Daya yang di jual ke PLN) – (Biaya
pembangkitan total x kWhoutput ) + pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
= +pendapatan tambahan(CER +remnant oil)
= ( Rp 787/ kWh x 16.800.000 kWh / tahun) – (Rp 226,868 kWh x
24.000.000) + (Rp1.387.077.350 + Rp 772.800.000)
= Rp 9.936.645.350,00 / tahun
6. Perhitungan NPV
A. i =12%
1. Tahun pertama (n = 1)
NPV =( ) – CoF
( ) – 19.236.480.000= -Rp 11.212.189.509
2. Tahun kedua (n = 2)
( ) – 19.236.480.000 = Rp -4.047.644.428
3. Tahun ketiga (n = 3)
4. Tahun keempat (n = 4)
( – 19.236.480.000= Rp 8.060.802.298
5. Tahun kelima (n = 5)
( – 19.236.480.000 = Rp 13.160.383.971
6. Tahun keenam (n = 6)
( – 19.236.480.000 = Rp 17.713.581.894
7. Tahun ketujuh (n = 7)
( – 19.236.480.000= Rp 21.778.937.182
8. Tahun kedelapan (n = 8)
( – 19.236.480.000 = Rp 25.408.718.689
9. Tahun kesembilan (n = 9)
( – 19.236.480.000 = Rp 28.649.595.035
10. Tahun kesepuluh (n = 10)
( – 19.236.480.000 = Rp 31.543.234.630
11. Tahun kesebelas (n = 11)
( – 19.236.480.000 = Rp 34.126.841.410
12. Tahun kedua belas (n = 12)
( – 19.236.480.000 = Rp 36.433.633.179
13. Tahun ketiga belas (n = 13)
14. Tahun keempat belas (n = 14)
( – 19.236.480.000 = Rp 40.332.228.961
15. Tahun kelima belas (n = 15)
( – 19.236.480.000 = Rp 41.974.157.778
16. Tahun keenambelas (n = 16)
( – 19.236.480.000 = Rp 43.440.165.650
17. Tahun ketujuh belas (n = 17)
( – 19.236.480.000 = Rp 44.749.101.250
18. Tahun kedelapan belas (n = 18)
( – 19.236.480.000 = Rp 45.917.793.750
19. Tahun kesembilan belas (n = 19)
( – 19.236.480.000 = Rp 46.961.269.196
20. Tahun kedua puluh (n = 20)
( – 19.236.480.000 = Rp 47.892.943.702
21. Tahun kedua puluh satu (n = 21)
( – 19.236.480.000 = Rp 48.724.795.939
22. Tahun kedua puluh dua (n = 22)
( – 19.236.480.000 = Rp 49.467.521.151
23. Tahun kedua puluh tiga (n = 23)
24. Tahun kedua puluh empat (n= 24)
( – 19.236.480.000 = Rp 50.722.764.653
25. Tahun kedua puluh lima (n = 25)
( – 19.236.480.000 = Rp 51.251.421.789
B. i = 9%
1. Tahun pertama (n = 1)
NPV =( ) – CoF =
( ) – 19.236.480.000= - Rp 10.517.942.982
2. Tahun kedua (n = 2)
( ) – 19.236.480.000 = - Rp 2.519.285.167
3. Tahun ketiga (n = 3)
( – 19.236.480.000 = Rp 4.818.933.012
4. Tahun keempat (n = 4)
( – 19.236.480.000 = Rp 11.551.243.268
5. Tahun kelima (n = 5)
( – 19.236.480.000 = Rp 17.727.674.696
6. Tahun keenam (n = 6)
7. Tahun ketujuh (n = 7)
( – 19.236.480.000 = Rp 28.592.704.309
8. Tahun kedelapan (n = 8)
( – 19.236.480.000 = Rp 33.362.042.623
9. Tahun kesembilan (n = 9)
( – 19.236.480.000 = Rp 37.737.582.360
10. Tahun kesepuluh (n = 10)
( – 19.236.480.000 = Rp 41.751.839.000
11. Tahun kesebelas (n = 11)
( – 19.236.480.000 = Rp 45.434.643.257
12. Tahun kedua belas (n = 12)
( – 19.236.480.000 = Rp 48.813.362.759
13. Tahun ketiga belas (n = 13)
( – 19.236.480.000 = Rp 51.913.105.421
14. Tahun keempat belas (n = 14)
( – 19.236.480.000 = Rp 54.756.906.028
15. Tahun kelima belas (n = 15)
( – 19.236.480.000 = Rp 57.365.897.411
16. Tahun keenam belas (n = 16)
17. Tahun ketujuh belas (n = 17)
( – 19.236.480.000 = Rp 61.955.403.337
18. Tahun kedelapan belas (n = 18)
( – 19.236.480.000 = Rp 63.970.023.383
19. Tahun kesembilan belas (n = 19)
( – 19.236.480.000 = Rp 65.818.298.654
20. Tahun kedua puluh (n = 20)
( – 19.236.480.000 = Rp 67.513.964.040
21. Tahun kedua puluh satu (n = 21)
( – 19.236.480.000 = Rp 69.069.620.358
22. Tahun kedua puluh dua (n = 22)
( – 19.236.480.000 = Rp 70.496.827.989
23. Tahun kedua puluh tiga (n = 23)
( – 19.236.480.000 = Rp 71.806.192.788
24. Tahun kedua puluh empat (n= 24)
( – 19.236.480.000 = Rp 73.007.444.897
25. Tahun kedua puluh lima (n = 25)
C. i = 6%
1. Tahun pertama (n = 1)
NPV =( ) – COF =
( ) – 19.236.480.000 = - Rp 9.862.286.274
2. Tahun kedua (n = 2)
( ) – 19.236.480.000 = - Rp 1.018.707.286
3. Tahun ketiga (n = 3)
( – 19.236.480.000 = Rp 7.324.291.758
4. Tahun keempat (n = 4)
( – 19.236.480.000 = Rp 15.195.045.574
5. Tahun kelima (n = 5)
( – 19.236.480.000 = Rp 22.620.285.022
6. Tahun keenam (n = 6)
( – 19.236.480.000 = Rp 22.620.285.022
7. Tahun ketujuh (n = 7)
( – 19.236.480.000 = Rp 36.233.664.574
8. Tahun kedelapan (n = 8)
( – 19.236.480.000 = Rp 42.468.038.796
9. Tahun kesembilan (n = 9)
10. Tahun kesepuluh (n = 10)
( – 19.236.480.000 = Rp 53.898.094.775
11. Tahun kesebelas (n = 11)
( – 19.236.480.000 = Rp 59.132.595.590
12. Tahun kedua belas (n = 12)
( – 19.236.480.000 = Rp 64.070.803.905
13. Tahun ketiga belas (n = 13)
( – 19.236.480.000 = Rp 68.729.490.996
14. Tahun keempat belas (n = 14)
( – 19.236.480.000 = Rp 73.124.478.817
15. Tahun kelima belas (n = 15)
( – 19.236.480.000 = Rp 77.270.693.742
16. Tahun keenam belas (n = 16)
( – 19.236.480.000 = Rp 81.182.217.257
17. Tahun ketujuh belas (n = 17)
( – 19.236.480.000 = Rp 84.872.333.780
18. Tahun kedelapan belas (n = 18)
( – 19.236.480.000 = Rp 88.353.575.783
19. Tahun kesembilan belas (n = 19)
20. Tahun kedua puluh (n = 20)
( – 19.236.480.000 = Rp 94.736.059.341
21. Tahun kedua puluh satu (n = 21)
( – 19.236.480.000 = Rp 97.658.977.256
22. Tahun kedua puluh dua (n = 22)
( – 19.236.480.000 = Rp 100.416.446.987
23. Tahun kedua puluh tiga (n = 23)
( – 19.236.480.000 = Rp 103.017.833.525
24. Tahun kedua puluh empat (n= 24)
( – 19.236.480.000 = Rp 105.471.971.769
25. Tahun kedua puluh lima (n = 25)
7. Perhitungan Payback Period
PP =
1. Untuk suku bunga (i) = 6%
PP = = 1,93 tahun
2. Untuk suku bunga (i) = 9%
PP = = 2,02 tahun
3. Untuk suku bunga (i) = 12%