1
Makalah Seminar Kerja Praktek
Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar
PT.ADHISATYA
Febriansyah/L2F0091021, DR. Ir. Joko Windarto, MT.2
1Mahasiswa dan 2Dosen Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro
Jl. Prof. Sudharto, Tembalang, Semarang, Indonesia
Abstrak - Tumbuhnya permintaan energi listrik harus diimbangi dengan pertambahan energi listrik. Saat ini penyediaan tenaga listrik yang bersumber dari energi terbarukan di Indonesia adalah suatu keharusan disebabkan oleh beberapa alasan termasuk adanya keterbatasan energi listrik yang berasal dari fosil untuk memenuhi kebutuhan listrik seluruh rakyat sementara di pihak lain kebutuhan listrik terus mengalami peningkatan yang signifikan seiring dengan peningkatan ekonomi rakyat serta juga adanya ekspansi industri nasional. Di pihak lain,kecenderungan global yang diwarnai oleh meningkatnya kesadaran lingkungan, pentingnya menurunkan emisi gas rumah kaca telah menempatkan sumber energi baru dan terbarukan menjadi pilihan pertama bagi sumber energi primer.
Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro merupakan pilihan terbaik dalam banyak aspek dibandingkan dengan jenis-jenis EBT (energi baru dan terbarukan) lainnya sehingga pemerintah berusaha mendorong pemanfaatan potensi PLTH dan PLTMH seoptimal mungkin.
Pada kerja praktek mengenai Pembangkit Listrik Mini Hidro diangkat untuk mempelajari bagaimana sistem PLTM itu mengkonversi energi potensial menjadi energi mekanik yang akhirnya menjadi energi listrik, dan hal-hal yang mempengaruhi besarnya pembangitan kapasitas daya PLTM itu sendiri, serta besarnya anggaran biaya suatu usaha di dalam bidang energi
Kata Kunci : PLTM, Energi Baru dan Terbarukan, Investasi I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Listrik merupakan salah satu kebutuhan hidup manusia yang primer sehingga diperlukan suatu pembangkit tenaga listrik yang efisien. Oleh karena itu, diperlukan adanya sumber energi alternatif untuk mengatasi kelangkaan energi tersebut.
Pembangkit Listrik tenaga mikro dan minihidro merupakan pilihan terbaik dalam banyak aspek dibandingkan dengan jenis-jenis EBT (energi baru dan terbarukan) lainnya.
Dari aspek teknologi, terdapat keuntungan dan kemudahan pada pembangunan dan pengelolaan PLTM dibandingkan jenis-jenis pembangkit listrik lainnya, yaitu:
1. Dibandingkan dengan pembangkit listrik jenis yang lain, PLTMH ini cukup murah karena menggunakan energi alam.
2. Memiliki konstruksi yang sederhana dan dapat dioperasikan di daerah terpencil dengan tenaga
terampil penduduk daerah setempat dengan sedikit latihan.
3. Tidak menimbulkan pencemaran.
4. Dapat dipadukan dengan program lainnya seperti irigasi dan perikanan.
5. Dapat mendorong masyarakat agar dapat menjaga kelestarian hutan sehingga ketersediaan air terjamin.
Oleh karena itu penulis dalam kegiatan Kerja Prakteknya mengangkat topik Penentuan Kapasitas Pembangkit dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar yang terletak di Desa Pageruyung, Kecamatan Pageruyung, Kabupaten Kendal, Propinsi Jawa Tengah.
1.2. Tujuan Pelaksanaan
Tujuan dari Kerja Praktek ini adalah:
1. Memperkenalkan dan mempelajari Pembangkit Mini Hidro (PLTM) sebagai sumber energi baru dan terbarukan, dimana pembangkitan energi listrik yang dihasilkan dari PLTM berdasarkan debit dan ketinggian (head) air.
2. Pemilihan komponen elektrik dan mekanik dalam perencanaan pembangunan PLTM.
3. Membuat Rancangan Anggaran Biaya (RAB) pembangunan PLTM secara keseluruhan sebagai acuan investasi dalam bisnis jual-beli energi listrik. 1.3. Pembatasan Masalah
Laporan Kerja Praktek yang berjudul Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar.
1. Membahas proses dan kapasitas pembangkitan dalam PLTM
2. Tidak membahas konstruksi sipil dan hidrologi secara mendetail
3. Membahas kapasitas daya terserap hanya untuk mengetahui BEP pada pembangunan PLTM di Sungai Damar
2 II PEMBANGKITAN LISTRIK TENAGA MINI
HIDRO 2.1 Umum
Klarifikasi air terjun dan kapasitas pembangkit hidro yang dihasilkan adalah sebagai berikut :
Tabel 1 Klarifikasi Tinggi Terjun dan Kapasitas Daya
Daya (KW) Tinggi Te rjun (m)
Re ndah Sedang Tinggi
5-50 1.5-15 15-50 50-150
50-500 2-20 20-100 100-250
500-5000 3-30 30-120 120-240
Tabel 2 Definisi Tenaga Air Berdasarkan Kapasitas Daya[1]
2.2 Unit Pembangkit Tenaga Mini Hidro
Pembangkit listrik tenaga Minihidro pada prinsipnya memanfaatkan beda ketinggian dan jumlah debit air per detik yang ada pada aliran air saluran irigasi, sungai atau air terjun. Aliran air ini akan memutar poros turbin sehingga menghasilkan energi mekanik. Energi ini selanjutnya menggerakkan generator dan menghasilkan listrik. Skema prinsip kerja PLTMH terlihat pada gambar berikut:
Gambar 1 Skema Prinsip Kerja PLTMH[3]
a) Weir / Dam b) Intake
c) Waterways / Power Canal d) Forebay
e) Penstock f) Power House g) Tailrace
2.3 Saluran Pengalih Sungai
Ciri khas saluran pengalihan aliran adalah bahwa air dari sungai dialihkan dari saluran utama melalui saluran pengalih yang dimaksudkan sebagai saluran pembangkit tenaga.
2.4 Pelimpah
Pelimpah berfungsi sebagai pengaman banjir aliran air. Pelimpah dapat berfungsi jika air telah melampaui batas permukaan tertentu yang disebut full reservoir level (FRL) atau permukaan daya tampung penuh.
2.5 Pipa Bertekanan
Pipa berfungsi untuk mengalirkan air dari kolam utama menuju ke turbin sesudah memulai sistem pengangkutan yang dapat berupa kanal, terusan, atau terowongan.
2.6 Katup Pipa Saluran
Fungsi utama katup pada pipa saluran adalah :
Mengatur besarnya aliran yang masuk kedalam pipa
Menghentikan aliran sama sekali
Mengurangi pemborosan energi dalam keadaan tertentu
2.7 Pemilihan Turbin[6]
Turbin-turbin hidrolik berhubungan erat dengan generator, fungsi utamanya adalah mengubah energi air menjadi energi listrik.
Tabe l 3 ciri-ciri turbin hidrolik Turbin Bentuk Ns (rpm) N1 1 (rpm) Q11 (m/det) Hma x (m) Pelton Satu pancaran 9 – 11 11 – 17 17 – 25 39,8 – 39,4 39,4 – 38,9 38,9 – 37,6 0,007 – 0,011 0,011 – 0,024 0,024 – 0,055 1800 – 1650 1650 – 700 700 – 350 Francis Pelahan normal 50 – 100 100 – 150 150 - 190 60,8 – 63,6 63,6 – 67,5 67,5 – 72,6 0,1 – 0,35 0,35 – 0,59 0,59 – 0,83 410 – 280 280 – 150 150 - 100 Kaplan / propeller 8 daun 6 daun 5 daun 4 daun 3 daun 190 – 250 250 – 300 240 – 450 330 – 560 390 – 690 85 – 145 100 – 155 110 – 170 120 – 180 135 – 200 0,93 – 1,22 1,29 – 1,8 1,6 – 2,2 2 – 2,35 2,35 – 2,45 50 35 20 15 6
Pada tahap awal, jenis turbin yang dapat diperhitungkan dengan mempertimbangkan parameter parameter yang khususnya bisa mempengaruhi sistem operasi turbin, bisa dilihat sebagai berikut:
a. Faktor tinggi jatuh aliran air efektif (Net Head) dan debit air yang akan dimanfaatkan untuk operasi turbin harus melalui pemilihan jenis turbin. b. Faktor Daya ( Power) yang diinginkan dengan
Head dan debit yang tersedia pada aliran sungai.
c. Kecepatan (putaran) turbin yang akan di kopelkan pada generator.
2.8 Pemilihan Tipe Generator
Perencanaan tenaga yang dihasilkan oleh generator tiga phasa dihitung dengan persamaan
cos 3 V I P Watt (1) Dimana :P = tenaga yang dihasilkan generator (Watt) V = tegangan (volt)
Istilah Powe r Output Pe rmen ESDM Tahun 2002
Pico Hydro <500 W -
Micro Hydro 500 W hingga 100 kW < 1 MW
Mini Hydro 100 kW hingga 1 MW 1 MW-10 MW
Small Hydro 1 MW hingga 10 MW -
3 I = arus (ampere)
cos
= faktor tenagaFrekuensi arus yang dihasilkan sama dengan frekuensi putaran rotor (N). Untuk f = 50 Hz,
rpm p
f
n120 (2)
Pada PLTM dimana faktor biaya sangat diperhitungkan, kecepatan putar tinggi harus minimal 500 rpm untuk memperoleh jumlah pasang kutub p yang sedikit.
Tabe l 4 hubungan jumlah pasang kutub p dengan putaran
rotor untuk frekuensi 50 Hz
Jumlah pasang kutub p 1 2 3 4 5 6
Putaran per menit rpm 3000 1500 1000 750 600 500
Efisiensi generator secara umum adalah :[8] 1. Aplikasi 10 kVA efisiensi 0,7 – 0,8. 2. Aplikasi 10-20 kVA efisiensi 0,8 – 0,85. 3. Aplikasi 20-50 kVA efisiensi 0,85. 4. Aplikasi 50-100 kVA efisiensi 0,85 – 0,9. 5. Aplikasi 100 kVA efisiensi 0,9 – 0,95. 2.9 Transformator
Pada dasarnya transformator distribusi sama dengan transformator daya, hanya berbeda fungsinya. Tegangan transformator daya relatif rendah dibandingkan dengan transformator distribusi.
Gambar 2 transformator daya 2.10 Perencanaan Jaringan
Ada lima tahap perencanaan jaringan distribusi, yaitu:
1. Survei 2. Staking
3. Studi kelayakan
4. Pembuatan gambar rencana 5. Penyusunan anggaran biaya 2.11 Komponen Jaringan Distribusi 2.11.1 Penghantar
Ukuran penghantar dipilih berdasarkan : Arus beban
Arus beban dapat dihitung dengan persamaan : LL V S I 3 (3)
Dimana : I = arus beban (A)
S = daya beban (Kva) VLL = tegangan antar phasa (V)
Dalam perencanaan penampang penghantar suatu saluran juga harus memperhatikan beberapa hal lain yaitu toleransi pembebanan, kondisi pasar dan tingkat pertumbuhan beban.
2.11.2 Tiang
Pemilihan jenis tiang dalam perencanaan berdasarkan pertimbangan-pertimbangan :
Jumlah tarikan jaringan distribusi Ukuran kawat
Sudut belokan jaringan distribusi Ruang bebas (clearence)
2.11.3 Isolator
Isolator digunakan untuk memisahkan bagian yang bertegangan listrik atau bagian-bagian yang bertegangan. Isolator juga memiliki fungsi dari segi mekanik yaitu :
1. Menahan berat dari penghantar.
2. Mengatur jarak dan sudut antara penghantar dengan penghantar.
3. Menahan adanya perubahan kawat akibat perbedaan suhu dan angin.
2.12 Daerah Bebas (Clearance)
Daerah bebas adalah jarak minimum kawat penghantar yang diijinkan terhadap suatu obyek tertentu agar tetap dalam batas aman pada berbagai kondisi.
Tabe l 5 span yang diijinkan untuk berbagai macam tiang
Tabe l 6 jarak bebas terhadap fasilitas umum dan jalan
Tabe l 7 jarak bebas terhadap gedung
2.13 Metode Analisa Kelayakan (Evaluasi Proyek) Evaluasi Proyek, juga dikenal sebagai studi kelayakan proyek (atau studi kelayakan bisnis pada proyek bisnis), merupakan pengkajian suatu usulan proyek (atau bisnis), apakah dapat dilaksanakan (go project) atau tidak (no go project).
Tinggi Tiang (m) Span yang diizinkan (m)
11 40 – 65
12 65 – 90
13 90 – 100
Keterangan Kawat netral (m) JTM (m)
Rel kereta api 11 12,5
Jalan umum / reklame 9 11
Jalan masuk rumah 9 11
Tegangan jaringan Horisontal (m) Vertikal (m)
220 / 380 volt 1,5 2,5
14,4 Kv (1 phasa) 2,5 2,5
4 BAB III
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK MINI HIDRO DI SUNGAI DAMAR
3.1 Ringkasan Komponen Teknis PLTM
1. Bend ung
Tipe, Material Konstruksi : Bend ung tetap , Mercu Bulat, pasangan batu kali dan beton bertulang
a. Panjang Bendung : 52,15 m b. Tinggi Mercu : 1 m c. Lebar Bendung : 31 m
2. Bangunan Pengamb ilan dan Saluran Penghantar
a. Tipe Bangunan Pengamb il: Pintu geser dengan Saringan Sampah b. Tipe Saluran : Saluran Terbuka
c. Dimensi Saluran : 3,1 m Penampang Atas d. Tinggi Jagaan Saluran : 0,5 m
3. Kolam Pengendap Pasir
a. Tipe, bentuk : Saluran Terbuka b. Tinggi Jagaan : 0,5 m
c. Konstruksi : Pasangan Batu Kali dan Cor Beto n 4. Bak Penenang
a. Tipe : Bak Terbuka
b. Konstruksi : Pasangan Batu Kali dan Beton Bertulang, dengan penyaring sampah c. Tinggi Jagaan: 0,8 m
5. Pintu Pengamb ilan Pipa Pesat
a. Tipe : Go verno r
6. Pipa Pesat
a. Tipe, Material : Mild Steel b. Diameter Dalam : 1,8 m
c. Panjang : 630 m
7. Gedung Sentral
Tipe Material Konstruksi : Beton Bertulang 8. Saluran Pembuang
a. Tipe, Material : Saluran Terbuka, Pasangan Batu Kali b. Dimensi : 1,5 m Penampang Atas
9. Turbin dan Generator
a. Tipe Turb in : Cross Flow b. Kapasitas Outp ut
Turb ine max : 2,073 kW
c. Generator : Syncronous Horizontal d. Kapasitas Outp ut
Generator max : 1.920 kW 10. Transformator
a. Tipe : Onan ( outdoor ) b. Kapasitas : 2500 kVA 11. Jaringan Transmisi
a. Tegangan : 20 Kv
b. Jarak jaringan ke PLN : ± 300 m c. Jenis Penghantar : Konduktor AAAC
3.2 Lokasi Proyek
Lokasi PLTM Damar direncanakan berada di wilayah Daerah Aliran Sungai Damar, Kabupaten Kendal. Secara Administratif PLTMH Damar berada di Desa Gebangan, Kecamatan Pageruyung, Kabupaten Kendal. Batas Administratif
a. Utara :Desa Pager Gunung, Kecamatan Pagerruyung b. Timur :Desa Kalibareng, Kecamatan Patean
c. Selatan :Desa Tambahrejo, Kecamatan Pagerruyung d. Barat :Desa Surokonto Wetan, Kecamatan
Pagerruyung
Gambar 3 Lokasi PLTM Peta Jawa Tengah
Gambar 4 Peta Rupa Bumi (Lokasi PLTM Damar)
Gambar 5 Lokasi Bendungan
Gambar 6 Lokasi power house 3.3 Hidroligi
Grafik flow duration curve seperti di perlihatkan di pada gambar berikut :
Gambar 7 Grafik Probabilitas Debit Aliran Sungai Damar Dari grafik durasi aliran air pada Sungai Damar didapatkan grafik debit air Sungai Damar selama satu tahun seperti gambar berikut:
5 Gambar 8 Grafik Debit Aliran Sungai Damar Sepanjang
Tahun
Dari gambar Flow Duration Curve diatas diperoleh nilai debit yang mengaliri bendung PLTM sebagai berikut :
Debit Maximum : 4,9 m3 / dtk Debit Rata- rata : 2,2 m3 / dtk Debit Minimum : 450 lt / dtk
BAB IV
KAPASITAS PEMBANGKITAN DAN RANCANGAN ANGGARAN BIAYA
PEMBANGUNAN PLTM
Kapasitas pembangkitan PLTM pada dasarnya bergantung dengan ketersediaan energi primer, dalam hal ini pembangkit yang digunakan ialah jenis pembangkit run of river.
Besarnya daya yang dibangkitkan bergantung dengan debit dan ketinggian jatuhnya air. Semakin besar debit dan tinggi jatuhnya air maka semakin besar energi potensial dan semakin besar pula daya yang dihasilkan sesuai dengan persamaan.
P = 9,8 x Q x h x η (9) Dimana, P = Daya yang dihasilkan (W)
Q = Debit air (lt/s)
H = Ketinggian jatuh air (m) η = efisiensi turbin
4.1 Penentuan Komponen Mekanik dan Elektrik PLTM
4.1.1 Turbin
Turbin adalah sebuah mesin berputar yang mengambil energi dari aliran fluida. Turbin sederhana memiliki satu bagian yang bergerak, "asembli rotor-blade/runner".
Tabe l 8 Karakteristik PLTM Damar
Jenis turbin Turbin Crossflow Horizontal Shaft
Gross Head 144 m
Net Head 135 m
Debit maksimum 1,8 m3/det.
Debit Optimum 1,8 m3/det.
Debit minimum 0,45 m3/det
Daya poros turbin 2,073 KW
Daya output
generator 1,920 KW
Gambar 9 Bagian-bagian dari turbin mikrohidro 4.1.1.1 Tingkat Efisiensi Turbin
Total efisiensi turbin crossflow mini dengan ketinggian yang kecil adalah 84% sepanjang aliran. Efisiensi maksimum dari turbin menengah dan besar dengan Ketingian yang besar, adalah 87%.
Gambar 10 Kurva Efisiensi Turbin Cross Flow 4.1.1.2 Daya turbin
Besarnya daya pada PLTMH Damar pada keadaan debit maksimum adalah sebagai berikut :
P = g x Q x H x
P = 9,81x4,5x135x0,87 P = 5184,83 KW
Sedangkan pada saat debit minimum adalah : P = 9.81xQxHxη
P = 9,81x0,45x135x0,87 P = 518,5 KW
Jika probabilitas debit air yang di ambil ialah sekitar 60% dengan debit 1,8 m3/s sebagai debit
andalan, maka daya yang dibangkitkan ialah sebesar, P = g x Q x H x η
P = 9,81x1,8x135x0,87 P = 2073,93 KW 4.1.2 Generator
Tipe generator yang akan dipergunakan di PLTMH Damar adalah generator sinkron horizontal shaft dengan putaran sebesar 1000 rpm.
6 Tabel 9 Spesifikasi Generator PLTMH Damar
Type Gene rator 3
Kapasitas (KVA) 2454 KVA
Tegangan (KV) 0,4 KV Putaran (rpm) 1000 rpm Overspeed (rpm) 2193 rpm Faktor daya 0,9 Frekwensi (Hz) 50 Hz Variasi tegangan
5%Sistem eksitasi Tanpa sikat dengan self-excited
Kelas isolasi H/F
Pada generator sinkron PLTM Damar menggunakan kecepatan 1000 rpm sehingga kutup dalam generator berjumlah,
N = (10)
Dimana: N = Perputaran Generator (rpm) f = Frekuensi (Hz)
P = Jumlah kutub Sehingga,
P =
= = 6 kutub
Besarnya daya keluaran generator pada PLTM Damar pada keadaan debit probabilitas sekitar 60% adalah sebagai berikut :
P = g x Q x H x ηt x ηg P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9 P = 1866,54 KW
Sedangkan pada saat debit minimum adalah : P = g x Q x H x ηt x ηg P = 9,81x0,45x135x0,87x0,9 P = 466,65 KW
Arus generator dari daya yang dihasilkan oleh generator tiga phasa dihitung dengan persamaan :
cos 3 V I P (11) I = √ ∅ I = , √ , , = 3025,54 A 4.1.3 Transformator
Tabe l 10 Detail Transformator pada PLTMH Damar
Kapasitas 2500 kVA
Tegangan sisi primer 0,4 kV Tegangan sisi sekunder 20 kV
Vektor grup Yyn0
Sistem Pendingin ONAN Temperatur minyak 60⁰C Temperatur belitan 65⁰C
Rugi besi 3000 watt Rugi Tembaga 33800 watt Jumlah rugi total 36800 watt Efisiensi beban penuh 98,55 %
Impedansi tegangan 7 %
Arus beban nol 1,8 % Kelas isolasi temperatur A
T ingkat kebisingan 62 DB Dimensi
- Panjang 2300 mm
- lebar 1440 mm
- tinggi 2232 mm
Volume oli 1350 liter Berat inti dan belitan 1975 kg
Berat total 5385 kg
HV/ LV 20/ 0,4 kV
Besaran nilai nominal dari transformator menggunakan satuan VA sehingga daya dari hasil keluaran generator kW di ubah menjadi kVA dengan persamaan, P = S cos Ø (12) Sehingga, S = P/cos Ø (13) = 1866,54/0,9 = 2073,93 kVA
Dengan memberikan pembebanan trransformator sebesar ±80% dari nilai nominal transformator sehingga,
S = 2073,93/0,8 = 2592,41 kVA ≈ 2500 kVA 4.2 Kapasitas Daya Netto dan Energi
Asumsi beban transformator dalam keadaan penuh, sesuai dengan name plate transformator sebesar 98,55%. Sehingga daya keluaran yang siap dikirim dapat dihitung dengan persamaan,
P = g x Q x H x
t
x
gx
tr
(14) P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9 x 0,9855P = 1839,47 KW
Arus maksimum yang keluar pada sisi sekunder sebesar dengan menggunakan persamaan (11),
I =
√ ∅
I = ,
√ , = 59 A
Tabe l 11 Daya Keluaran PLTM Damar
Flow ra te % 100 % 90 % 60 % 50 % 25 % Output (kW) 1839,47 1655,53 1086,33 895,94 428,55 Flow ra te m3/s 1,8 1,62 1,08 0,9 0,45 Efisie nsi turbin 0,87 0,87 0,87 0,87 0,85 Efisie nsi ge ne rator 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Efisie nsi tansformator 0,9855 0,9855 0,97 0,96 0,94
Prediksi dan asumsi dalam satu tahun PLTM dapat bekerja dengan debit 50% (0,9 m3/s) sehingga berdasarkan gambar 8, grafik debit aliran Sungai
7 Damar, PLTM akan tidak bekerja pada bulan ke 7-9 karena masuk pada musim kemarau dan tidak adanya ketersediaan air untuk membangkitkan energi listrik. Sehingga dalam satu tahun energi minimal yang dihasilkan dengan persaamaan:
E = P x t (15)
Dimana : E = Energi Listrik (kWh) P = Daya (W)
t = waktu (jam) sehingga,
E = 895,94 x 9 bulan
= 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh sedangkan nilai KHA pada jaringan dalam keadaan normal yaitu sebesar:
I =
√ ∅
I = ,
√ , = 59 A
Penghantar yang digunakan 3 x 240 mm2 + N 70 mm2 dengan KHA maksimum 630 A[11].
4.3 Teknoekonomi Perencanaan PLTM pada Potensi Sungai Damar
4.3.1 Performa Cash Flow
Penyusunan proforma cashflow menggunakan asumsi (tingkat inflasi = 4 %; suku bunga = 10%; Kenaikan tarif listrik per tahun = 2 %; umur ekonomis pembangkit = 20 tahun; pajak = 30 %
4.3.1.1 Investasi Awal Tabe l 12 Estimasi Total RAB
Item Keterangan Total
A Pradesain 210.000.000,- B Pekerjaan Bangunan Sipil 9.864.000.000,- C Peralatan 8.662.327.000,- D Jaringan 20 kV 157.651.750,- E Sistem Proteksi, Pengukuran, Switching, Peralatan Tambahan 169.494.000,- Jumlah 19.063.472.750,- PPN 10 % 1.906.347.275,- Jumlah + PPN 20.969.820.025,-
Total anggaran biaya pada pembangunan PLTM Damar adalah sebesar Rp 20.969.820.025,- 4.3.1.2 Penerimaan
Dengan mengasumsikan kapasitas daya PLTM yang terserap pada beban ialah sebesar 85,68 % sehingga pendapatan dalam satu tahun sebesar;
85,68 % x 656 x 895,94 x 6480 = Rp 3.263.151.440,- 4.3.1.3 Pengeluaran atau biaya bulanan
1. Biaya operasional = 12 x Rp 1.000.000,00 = Rp 12.000.000,00/th 2. Gaji = 12 x Rp 1.500.000,00 = Rp 18.000.000,00/th 3. Lain-lain = 12 x Rp 1.000.000,00 = Rp 12.000.000,00 Total pengeluaran = RP 42.000.000,00/th 4.3.1.4 Penyusutan dan Nilai Residu
1. Residu Investasi awal = Rp 20.969.820.025,- Nilai residu = 10% x Rp 20.969.820.025,- = Rp 2.096.982.002,- 2. Penyusutan Penyusutan = 20 residu Investasi 20 002,00 2.096.982. -.025,00 20.969.820 = Rp 943.641.900,- 4.3.2 Penilaian Investasi
4.3.2.1 Net Present Value (NPV)
NPV adalah merupakan selisih antara benefit (penerimaan) dengan cost (pengeluaran) yang telah dipresent-valuekan.
Perhitungan faktor diskonto (DF) :
Diketahui : i (tingkat suku bunga) = 10 %
Tahun ke-0 = 1 (1+i)n=
1
(1+0,10)0= 1
Benefit = (0+0) x 1 = 0 (belum memperoleh benefit) Tahun ke-1 = (1+i)1 n=
1 (1+0,10)1= 0.909090909 Benefit = (Rp 3,263,151,440.00 +Rp 943,641,900.00) x 0.909090909 = Rp 3,824,357,581.82 Cost = (Rp 42,000,000.00 + Rp 943,641,900.00 + Rp 683,252,862.00) x 0.909090909 = Rp 1,517,177,056.36
Cash Flow tahun pertama sebesar:
= Rp 3,824,357,581.82 - Rp 1,517,177,056.36 = Rp 2,307,180,525.45
Tabe l 13 Present Value
Tahun Present Value (Rp)
Benefit C ost Cash Flow
0 - 20,969,820,025.00 (20,969,820,025.00) 1 3,824,357,581.82 1,517,177,056.36 2,307,180,525.45 2 3,530,625,098.18 1,396,404,686.48 2,134,220,411.70 3 3,259,672,921.24 1,285,381,816.27 1,974,291,104.98 4 3,009,715,397.40 1,183,310,604.19 1,826,404,793.21 5 2,779,108,457.32 1,103,472,678.95 1,675,635,778.37 6 2,566,338,253.57 1,003,156,980.87 1,563,181,272.71 7 2,370,010,721.46 923,787,893.67 1,446,222,827.79 8 2,188,841,987.14 850,787,381.87 1,338,054,605.28 9 2,021,649,553.34 783,637,341.08 1,238,012,212.26 10 1,867,344,198.87 721,862,381.08 1,145,481,817.79 11 1,724,922,533.46 665,026,259.53 1,059,896,273.93 12 1,593,460,154.13 612,728,616.97 980,731,537.16 13 1,472,105,354.01 564,601,987.40 907,503,366.61 14 1,360,073,338.34 520,309,060.88 839,764,277.46 15 1,256,640,906.37 479,540,176.70 777,100,729.67 16 1,161,141,561.03 442,011,027.48 719,130,533.55 17 1,072,961,011.66 407,460,556.22 665,500,455.43 18 991,533,037.73 375,649,029.98 615,884,007.75 19 916,335,684.26 346,356,275.06 569,979,409.19 20 846,887,761.93 412,890,963.94 433,996,797.98 Jumlah 39,813,725,513.26 36,565,372,799.99 3,248,352,713.28
Total benefit yang didapatkan selama 20 tahun ialah sebesar Rp 39.813.725.513,26 sedangkan cost total selama 20 tahun sebesar Rp 36.565.372.799,99 sehingga NPV yang didapatkan sebesar Rp 3.248.352.713,28., jadi nilai NPV bernilai positif (NPV>0).
8 4.3.2.2 Benefit Cost Ratio (BCR)
Perhitungan Benefit Cost Ratio (BCR) adalah sebagai berikut : BCR= ∑ Bk N k=0 ∑Nk=0Ck= Rp 39.813.725.513,26 Rp 36.565.372.799,99= 1,089 4.3.2.3 Break Even Point (BEP)
Dengan suku bunga 10% maka didapatkan table perhitungan akumulasi pendapatan dan penerimaan seperti berikut:
Tabe l 14 Akumulasi pendapatan dan penerimaan
Tahun Kumulatif (Rp)
Cash in Cash Out N et Cash Flow 0 0.00 20,969,820,025.00 -(20,969,820,025.00) 1 3,824,357,581.82 22,486,997,081.36 -(18,662,639,499.55) 2 7,354,982,680.00 23,883,401,767.84 -(16,528,419,087.84) 3 10,614,655,601.24 25,168,783,584.11 -(14,554,127,982.87) 4 13,624,370,998.65 26,352,094,188.31 -(12,727,723,189.66) 5 16,403,479,455.97 27,455,566,867.26 -(11,052,087,411.29) 6 18,969,817,709.55 28,458,723,848.13 -(9,488,906,138.58) 7 21,339,828,431.01 29,382,511,741.80 -(8,042,683,310.79) 8 23,528,670,418.15 30,233,299,123.67 -(6,704,628,705.52) 9 25,550,319,971.49 31,016,936,464.74 -(5,466,616,493.25) 10 27,417,664,170.36 31,738,798,845.82 -(4,321,134,675.46) 11 29,142,586,703.82 32,403,825,105.35 -(3,261,238,401.53) 12 30,736,046,857.95 33,016,553,722.32 -(2,280,506,864.37) 13 32,208,152,211.96 33,581,155,709.72 -(1,373,003,497.76) 14 33,568,225,550.30 34,101,464,770.60 -(533,239,220.30) 15 34,824,866,456.67 34,581,004,947.30 243,861,509.37 16 35,986,008,017.69 35,023,015,974.78 962,992,042.92 17 37,058,969,029.35 35,430,476,531.00 1,628,492,498.35 18 38,050,502,067.08 35,806,125,560.98 2,244,376,506.10 19 38,966,837,751.34 36,152,481,836.04 2,814,355,915.30 20 39,813,725,513.26 36,565,372,799.99 3,248,352,713.28 x = Rp 533,239,220.30 Rp 777.100.729,60 = 0,68 BEP = 14 + 0,68 = 14,68 tahun 4.3.2.4 Internal Rate of Return (IRR)
Melalui metode perhitungan i1= 10%
menghasilkan NPV1 positif dan i2= 13% menghasilkan
NPV2 negatif. Rincian perhitungan Internal Rate of
Return (IRR) dapat dilihat pada tabel berikut :
Tabe l 15 Net Present Value dengan tingkat bunga pertama
Tahun D iscount faktor
10% Net C ash Flow Present Value I
0 1 - - 1 0.909090909 2,537,898,578.00 2,307,180,525.45 2 0.826446281 2,582,406,698.16 2,134,220,411.70 3 0.751314801 2,627,781,460.72 1,974,291,104.98 4 0.683013455 2,674,039,257.74 1,826,404,793.21 5 0.620921323 2,721,196,771.46 1,689,649,099.64 6 0.56447393 2,769,270,978.66 1,563,181,272.71 7 0.513158118 2,818,279,154.92 1,446,222,827.79 8 0.46650738 2,868,238,879.04 1,338,054,605.28 9 0.424097618 2,919,168,037.33 1,238,012,212.26 10 0.385543289 2,971,084,828.08 1,145,481,817.79 11 0.350493899 3,024,007,765.89 1,059,896,273.93 12 0.318630818 3,077,955,686.17 980,731,537.16 13 0.28966438 3,132,947,749.51 907,503,366.61 14 0.263331254 3,189,003,446.16 839,764,277.46 15 0.239392049 3,246,142,600.46 777,100,729.67 16 0.217629136 3,304,385,375.32 719,130,533.55 17 0.197844669 3,363,752,276.64 665,500,455.43 18 0.17985879 3,424,264,157.80 615,884,007.75 19 0.163507991 3,485,942,224.07 569,979,409.19 20 0.148643628 5,016,695,438.44 745,699,810.66 Jumlah 24,543,889,072.23 N et Present Value 3,574,069,047.23
Tabe l 16 Net Present Value dengan tingkat bunga kedua
Tahun D iscount faktor 13.00% N et Cash Flow Present Value II
0 1 - - 1 0.884955752 2,537,898,578.00 2,245,927,945.13 2 0.783146683 2,582,406,698.16 2,022,403,240.79 3 0.693050162 2,627,781,460.72 1,821,184,367.78 4 0.613318728 2,674,039,257.74 1,640,038,355.32 5 0.542759936 2,721,196,771.46 1,476,956,585.52 6 0.480318527 2,769,270,978.66 1,330,132,158.53 7 0.425060644 2,818,279,154.92 1,197,939,551.85 8 0.376159862 2,868,238,879.04 1,078,916,340.13 9 0.332884833 2,919,168,037.33 971,746,765.72 10 0.294588348 2,971,084,828.08 875,246,971.65 11 0.260697653 3,024,007,765.89 788,351,727.85 12 0.230705888 3,077,955,686.17 710,102,499.17 13 0.204164502 3,132,947,749.51 639,636,718.56 14 0.180676551 3,189,003,446.16 576,178,143.34 15 0.159890753 3,246,142,600.46 519,028,184.65 16 0.141496242 3,304,385,375.32 467,558,111.31 17 0.125217913 3,363,752,276.64 421,202,039.58 18 0.110812312 3,424,264,157.80 379,450,629.24 19 0.098063993 3,485,942,224.07 341,845,414.49 20 0.086782295 5,016,695,438.44 435,360,342.72 Jumlah 19,939,206,093.33
Net Present Value -1,030,613,931.67
Nilai IRR adalah sebagai berikut :
13% 10% 12% 931.67 1,030,613, 047.23 3,574,069, 047.23 3,574,069, 10 IRR
4.4 Hasil Evaluasi Proyek
Setelah dilakukan evaluasi proyek diperoleh hasil sebagai berikut :
Tabe l 17 Hasil Evaluasi Proyek Paramete r
Evaluasi Hasil Perhitungan
Kriteria Ke layakan Proyek Net Present Value Rp. 3,248,352,713.28 NPV > 0 Benefit Cost Ratio 1,089 BCR > 1 Break Even Point 14,32 tahun
BEP < umur ekonomis proyek
Internal Rate
of Return 12 % IRR > 0
Hasil perhitungan NPV pada tingkat suku bunga 10 % diperoleh sebesar Rp 3,248,352,713.28. Berdasarkan kriteria kelayakan proyek yang mengharuskan NPV dan IRR> 0, Selain itu BCR >1 dan Nilai BEP sebesar 14,68 tahun sehingga proyek ini dapat mencapai titik impas sebelum umur ekonomis proyek, sehingga proyek pembangunan PLTM ini layak.
BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan
1. PLTM (Pembangkit Mini Hidro) termasuk ke dalam jenis pembangkit run off river karena memanfaatkan aliran Sungai Damar untuk membangkitkan tenaga listrik dan besarnya daya yang dibangkitkan pada PLTM bergantung dengan besarnya ketinggian jatuhnya air dan debit air.
2. Daya yang dibangkitkan pada PLTM Damar sebesar 1886,54 kW, tegangan output 0,4 kV dan arus 3025,54 A dengan efisiensi turbin dan
9 generator sebesar 0,87 dan 0,9. Sedangkan daya netto yang dihasilkan PLTM di Sungai Damar ialah sebesar 1839,47 kW dengan efisiensi transformator 98,55%.
3. Kapasitas transformator daya yang digunakan sebesar 2500 kVA (0,4/20 kV) dengan pembebanan ±80% dari kapasitas transformator.
4. Penghantar yang digunakan ialah jenis bare konduktor dengan ukuran 240mm2 dengan KHA maksimal jaringan 630 A dan KHA normal pada JTM PLTMH ialah sebesar 59 A dengan tegangan 20 kV.
5. Total energi listrik dalam satu tahun yang dihasilkan pada acuan debit 0,9 m3/s adalah sebesar 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh.
6. Total anggaran biaya yang dibutuhkan dalam pembangunan PLTM di Sungai Damar, Kabupaten Kendal sebesar Rp 20,969,820,025.-
7. Net Persent Value pada proyek PLTM di Sungai Damar sebesar Rp 3,248,352,713.28 dengan umur efektifitas pembangkit 20 tahun. 8. BEP yang dicapai pada pembangunan PLTM
di Sungai Damar selama 14,68 tahun dengan suku bunga 10%.
9. Berdasarkan nilai parameter evaluasi proyek di dapatkan nilai NPV dan IRR lebih besar dari 0 (nol), BCR > 1 dan BEP di bawah umur ekonomis proyek sehingga PLTM layak untuk dibangun di Sungai Damar.
5.2 Saran
Saran yang dapat disampaikan penulis untuk pembaca adalah sebagai berikut :
1. PLTM merupakan jenis energi yang baru dan terbarukan sehingga diharapkan pengembangan dan pembangunan PLTM dapat dioptimalkan oleh siapapun baik pihak swasta maupun pemerintah.
2. Penelitian PLTM lebih dikembangkan untuk mengoptimalkan potensi daya dan kapasitas terserap dari daya yang dihasilkan PLTM untuk penggunaan energi listrik.
DAFTAR PUSTAKA
[1] IMIDAP(Integrated Microhydro Development and Application Program),Modul Pelatihan Operator Mikrohidro, ESDM, 2009
[2] Gulliver, Jhon S. dan Roger E.A. Arndt, Hydropower Engineering Handbook, McGraw-Hill Inc., USA, 1991.
[3] Muzaqi, Ahmad et.al, Rancang Bangun Simulasi Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) Dengan Turbin Pelton, Tugas Akhir, Politeknik Negeri Semarang, Semarang, 2002. [4] Otto Ramadhan, Perencanaan Pembangkit
Listrik Tenaga Mikro Hidro dengan Memanfaatkan Kecepatan Aliran Sungai, Tugas Akhir, UNDIP Semarang, 2005
[5] Harsanto Tri, Pemetaan Potensi dan Perencanaan Pembangkit Mikrohidro di Wilayah Jawa Tengah, Tugas Akhir, UNDIP Semarang, 2003
[6] Arismunanadar, Wiranto, Penggerak Mula Turbin, edis kedua, ITB, Bandung, 1988. [7]
http://www.cink-hydro-energy.com/id/turbin-hidro, diakses tanggal 9 Juni 2012
[8] IMIDAP(Integrated Microhydro Development and Application Program),Pedoman Studi Kelayakan Mekanikal Elektrikal, ESDM, 2009 [9] Sulasno, Pusat Pembangkit Tenaga Listrik,
edisi pertama, Satya Wacana, Semarang, 1990. [10] PT. PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA TENGAH & D.I. YOGYAKARTA, Pedoman Standar Konstruksi 2008.
[11] PT. PLN (PERSERO) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN, Konstruksi Jaringan Distribusi Tegangan Menengah.
BIODATA
Febriansyah/L2F009102 dilahirkan di Jakarta 09 Februari 1991. Telah menempuh pendidikan mulai dari TK Eka Ria Kebon Jeruk, SDN 08 Kebon Jeruk, SMPN 75 Jakarta, SMAN 74 Jakarta dan sekarang menempuh pendidikan di Universitas Diponegoro, Fakultas Teknik, Jurusan Teknik Elektro konsentrasi Teknik Ketenagaan Listrik.
Menyetujui, Dosen Pembimbing
DR. Ir. Joko Windarto, M.T, NIP. 196405261989031002
![Tabel 2 Definisi Tenaga Air Berdasarkan Kapasitas Daya [1]](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/4603502.3359471/2.918.79.831.160.861/tabel-definisi-tenaga-air-berdasarkan-kapasitas-daya.webp)
