BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Pasang Surut
Pasang surut merupakan salah satu gejala alam yang tampak di laut, yakni suatu gerakan vertikal partikel massa air laut dari permukaan sampai bagian terdalam dari dasar laut. Gerakan tersebut dipengaruhi gravitasi bumi dan bulan, bumi dan matahari, atau bumi dengan bulan dan matahari. Pasang surut merupakan hasil dari gaya tarik gravitasi dan efek sentrifugal, yakni dorongan ke arah luar pusat rotasi. Hukum gravitasi Newton menyatakan, semua massa benda tarik menarik satu sama lain dan gaya ini tergantung pada besar massanya, serta jarak di antara massa tersebut. Gravitasi bervariasi secara langsung dengan massa, tetapi berbanding terbalik terhadap jarak. Meski massa bulan lebih kecil dari massa matahari tetapi jarak bulan ke bumi jauh lebih kecil, sehingga gaya tarik bulan terhadap bumi pengaruhnya lebih besar dibanding matahari terhadap bumi.
Gambar 2.1. Skema pasang surut purnama (spring tides) dan pasang surut perbani (neap tides) (Boyle, 2004)
Pasang surut purnama terjadi ketika bumi, bulan dan matahari berada dalam suatu garis lurus. Pada saat itu, akan dihasilkan pasang tinggi yang sangat tinggi dan pasang rendah yang sangat rendah, karena kombinasi gaya tarik dari matahari dan bulan bekerja saling menguatkan. Pasang surut purnama ini terjadi dua kali setiap bulan, yakni pada saat bulan baru dan bulan purnama. Sedangkan pasang surut perbani terjadi ketika bumi, bulan dan matahari membentuk sudut tegak lurus (Gambar 2.1). Saat itu, dihasilkan pasang tinggi yang rendah dan pasang rendah yang tinggi. Pasang surut perbani ini terjadi dua kali, yaitu pada saat bulan 1/4 dan 3/4 (Wardiyatmoko dan Bintarto, 1994 dalam Surinati, 2007).
Pasang surut laut dapat didefinisikan pula sebagai gelombang yang dibangkitkan oleh adanya interaksi antara bumi, matahari dan bulan. Puncak gelombang disebut pasang tinggi (High Water/HW) dan lembah gelombang disebut surut/pasang rendah (Low Water/LW). Perbedaan vertikal antara pasang tinggi dan pasang rendah disebut rentang pasang surut atau tunggang pasut (tidal range) yang bisa mencapai beberapa meter hingga puluhan meter. Periode pasang surut adalah waktu antara puncak atau lembah gelombang ke puncak atau lembah gelombang berikutnya. Harga periode pasang surut bervariasi antara 12 jam 25 menit hingga 24 jam 50 menit (Setiawan, 2006 dalam Surinati, 2007).
Kejadian yang sebenarnya dari gerakan pasang surut air laut sangat berbelit-belit, sebab gerakan tersebut tergantung pula pada rotasi bumi, angin, arus laut dan keadaan-keadaan lain yang bersifat setempat. Gaya tarik gravitasi menarik air laut ke arah bulan dan matahari dan menghasilkan dua tonjolan (bulge) pasang surut gravitasional di laut. Lintang dari tonjolan pasang surut ditentukan oleh deklinasi, yaitu sudut antara sumbu rotasi bumi dan bidang orbital bulan dan matahari (Wardiyatmoko dan Bintarto, 1994 dalam Surinati, 2007). Bentuk pasang surut di berbagai daerah tidak sama. Pasang surut di daerah Indonesia dapat dibedakan menjadi 4 tipe (Gambar 2.2 dan 2.3), yaitu:
1. Pasang surut tipe tengah harian/harian ganda (semi diurnal type): Dalam 1 hari terjadi 2 kali air pasang dan 2 kali air surut dengan tinggi yang hampir sama dengan pasang surut terjadi secara berurutan dan teratur. Periode pasang surut rata-rata yaitu 12 jam 24 menit. Pasang surut tipe ini terdapat di selat Malaka sampai laut Andaman.
2. Pasang surut tipe harian tunggal (diurnal type): Dalam 1 hari terjadi 1 kali air pasang dan 1 kali air surut. Periode pasang surut yaitu 24 jam 50 menit dan terjadi di perairan Selat Karimata.
3. Pasang surut tipe campuran condong ke harian ganda (mixed tide prevailing semi diurnal type): Dalam 1 hari terjadi 2 kali air pasang dan 2 kali air surut, tetapi tinggi dan periodenya berbeda. Pasang surut jenis ini banyak terdapat di perairan Indonesia Timur.
4. Pasang surut tipe campuran condong ke harian tunggal (mixed tide prevailing diurnal type): Pada tipe ini dalam 1 hari terjadi 1 kali air pasang dan 1 kali air surut, terkadang untuk sementara waktu terjadi 2 kali pasang dan 2 kali surut dengan tinggi dan periode yang berbeda. Pasang surut jenis ini terdapat di Selat Kalimantan dan pantai utara Jawa Barat.
Gambar 2.2. Tipe pasang surut (Ippen, 1966 dalam Triatmodjo, 2012)
Tipe pasang surut ini penting diketahui untuk studi lingkungan, mengingat bila di suatu lokasi dengan tipe pasang surut harian tunggal atau campuran condong harian tunggal terjadi pencemaran, maka dalam waktu kurang dari 24 jam, pencemar diharapkan akan tersapu bersih dari lokasi. Namun pencemar akan pindah ke lokasi lain, bila tidak segera dilakukan clean up. Berbeda dengan lokasi dengan tipe harian ganda, atau tipe campuran condong harian ganda, maka pencemar tidak akan segera tergelontor keluar. Dalam sebulan, variasi harian dari rentang pasang surut berubah secara sistematis terhadap siklus bulan. Rentang pasang surut bergantung pada bentuk perairan dan konfigurasi lantai samudera.
Gambar 2.3. Sebaran pasang surut di perairan Indonesia dan sekitarnya (Nontji, 1987 dalam Triatmodjo, 2012)
Di beberapa tempat di dunia, terdapat beda antara pasang tertinggi dan surut terendah, bahkan di Teluk Fundy (Kanada) perbedaannya bisa mencapai 20 meter. Proses terjadinya pasang surut merupakan proses yang sangat kompleks, namun masih bisa diperhitungkan dan diramalkan. Pasang surut dapat diramalkan karena sifatnya periodik, dan untuk meramalkan pasang surut diperlukan data amplitudo dan beda fase dari masing-masing komponen pembangkit pasang surut. Ramalan pasang surut untuk suatu lokasi tertentu kini dapat dibuat dengan ketepatan yang cukup cermat (Nontji, 2005 dalam Surinati, 2007).
Untuk meramalkan pasang surut di suatu lokasi dapat menggunakan analisa komponen pasang surut dan analisa tipe pasang surut. Analisa harmonik komponen pasang surut dilakukan untuk mendapatkan nilai amplitudo dan fase komponen ( , , , , dan ) dengan menggunakan metode Admiralty dan least square. Sedangkan tipe pasang surut ditentukan dengan rumus bilangan formzahl yaitu hasil pembagi antara jumlah amplitudo komponen pasang surut K₁ dan O₁ dengan jumlah amplitudo M₂ dan S₂ (Tabel 2.1). Untuk menghitung bilangan formzahl digunakan Persamaan (2.1) di bawah ini:
dengan:
AO = amplitudo komponen pasang surut tunggal utama yang disebabkan oleh gaya tarik bulan (m)
AK = amplitudo komponen pasang surut tunggal utama yang disebabkan oleh gaya tarik bulan dan matahari (m)
AM = amplitudo komponen pasang surut ganda utama yang disebabkan oleh gaya tarik bulan (m)
AS = amplitudo komponen pasang surut ganda utama yang disebabkan oleh gaya tarik matahari (m)
Tabel 2.1. Pengelompokkan tipe pasang surut (Survei Hidrografi, 2005 dalam Sutirto dan Trisnoyuwono, 2014)
Nilai Tipe Pasang Surut Fenomena
0 < < 0,25 Harian Ganda Murni 2x pasang dalam sehari dengan tinggi yang relatif sama. 0,25 < < 1,5 Campuran Ganda 2x pasang sehari dan memiliki
perbedaan tinggi serta interval. 1,5 < < 3 Campuran Tunggal 1x atau 2x pasang sehari
dengan interval berbeda. > 3 Tunggal Murni 1x pasang sehari dan saat
spring terjadi 2x pasang sehari.
Pasang surut tidak hanya mempengaruhi lapisan di bagian teratas saja, melainkan seluruh massa air yang bisa menimbulkan energi yang besar. Di perairan pantai, gerakan naik turunnya muka air akan menimbulkan terjadinya arus pasang surut. Jika muka air bergerak naik, maka arus mengalir masuk, sedangkan pada saat muka air bergerak turun, arus mengalir ke luar. Pengetahuan mengenai pasang surut diperlukan dalam pembangunan pelabuhan, bangunan di pantai dan lepas pantai, serta dalam hal lain seperti pengelolaan dan budidaya di wilayah pesisir, pelayaran, peringatan dini terhadap bencana banjir air pasang dan pola umum gerakan massa air. Namun, yang paling penting adalah energinya dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik (Nontji, 2005 dalam Surinati, 2007).
2.1.1 Metode Admiralty
Analisa harmonik metode Admiralty adalah analisa pasang surut yang digunakan untuk menghitung 2 konstanta harmonik yaitu amplitudo (A) dan perbedaan fase (g°). Proses perhitungan metode Admiralty dihitung dengan bantuan tabel, dimana untuk waktu pengamatan yang tidak ditabelkan harus dilakukan pendekatan dan interpolasi. Untuk memudahkan proses perhitungan analisa harmonik metode Admiralty, dilakukan pengembangan perhitungan dengan bantuan Excel dan akan menghasilkan parameter-parameter yang ditabelkan sehingga perhitungan pada metode ini menjadi lebih efisien dan memiliki keakuratan yang tinggi serta fleksibel untuk waktu kapanpun.
Metode Admiralty telah lama digunakan dan dikenal luas semenjak dikembangkannya analisa harmonik oleh Doodson pada tahun 1921. Kelebihan utama metode ini yaitu dapat menganalisis data pasang surut jangka waktu pendek (29 hari, 15 hari, 7 hari dan 1 hari). Adapun kelemahan dari metode Admiralty ini adalah hanya digunakan untuk pengolahan data-data berjangka waktu pendek dan hasil perhitungan yang relatif sedikit hanya menghasilkan 9 komponen pasang surut (Tabel 2.2). Adapun tahapan perhitungan tersebut menggunakan 8 kelompok hitungan dengan bantuan tabel-tabel dari perhitungan metode Admiralty. Secara garis besar, hitungan dengan menggunakan metode Admiralty yaitu:
Kelompok Hitungan 1
Pada hitungan kelompok ini ditentukan pertengahan pengamatan, bacaan tertinggi dan terendah. Bacaan tertinggi menunjukkan alat tertinggi dan bacaan terendah menunjukkan alat terendah.
Kelompok Hitungan 2
Ditentukan dahulu bacaan positif (+) dan negatif (–) untuk kolom dan dalam tiap pengamatan yang dilakukan.
Kelompok Hitungan 3
Pengisian kolom dan dalam setiap hari
pengamatan. Kolom berisi perhitungan mendatar dari hitungan pada kelompok hitungan 2 tanpa memperhatikan tanda (+) dan (–). Kolom dan merupakan penjumlahan mendatar dari dan kelompok hitungan 2 dengan memperhatikan tanda (+) dan (–) harus ditambah B (B kelipatan 100).
Kelompok Hitungan 4
Menghitung nilai dan selama hari pengamatan dimana: Indeks 00 untuk X berarti
Indeks 00 untuk Y berarti Indeks 4d untuk X berarti Indeks 4d untuk Y berarti Kelompok Hitungan 5 dan 6
Dalam perhitungannya memperhatikan sembilan unsur utama pembangkit
pasang surut yaitu dan . Untuk
perhitungan kelompok hitung 5 mencari selisih dan selisih dan selisih dan selisih dan selisih
dan dan selisih dan . Untuk perhitungan kelompok hitung 6 mencari , jumlah dan jumlah dan jumlah dan jumlah dan jumlah dan dan jumlah dan .
Tabel 2.2. Unsur utama pembangkit pasang surut (The Open University, 1989)
Symbol Periode in
Solar Hours
Coefficient Ratio
(M₂ = 100) Name of Tidal Component
12,42 100 Principal lunar
12,00 46,60 Principal solar
12,66 19,20 Larger lunar elliptic
11,97 12,70 Luni-solar semi-diurnal
23,93 58,40 Luni-solar diurnal
25,82 41,50 Principal lunar diurnal
24,07 19,40 Principal solar diurnal
327,86 17,20 Lunar fortnightly
Kelompok Hitungan 7 dan 8
Menentukan P.R cos r, P.R sin r, besaran p, besaran f, menentukan harga V‟, V”, V”‟ dan V untuk setiap unsur utama pembangkit pasang surut
yaitu dan menentukan harga u, harga p
serta harga r. Akhirnya dari perhitungan ini akan menentukan harga w dan , besaran g, kelipatan dari 360°, amplitudo (A) dan beda fase (g°).
Beberapa parameter yang digunakan dalam perhitungan metode ini yaitu: 1. Parameter Tetap Perhitungan metode Admiralty dimulai dengan
serangkaian proses perhitungan parameter tetap, yaitu perhitungan proses harian, proses bulanan dan proses polinomial atau matriks.
Proses Bulanan
Perhitungan proses bulanan bertujuan untuk mengelompokkan ke dalam beberapa grup berdasarkan osilasi periode per bulan.
Perhitungan Harian
Perhitungan proses harian dilakukan untuk menyusun kombinasi dari tinggi muka air laut per jam dari setiap hari pengamatan, sehingga dari kombinasi ini akan dikelompokkan besarnya pasang surut berdasarkan tipenya. Dimana dan yang masing-masing mempresentasikan tipe pasang surut yang terjadi. Proses Polinomial atau Matriks
Proses perhitungan matriks ini dilakukan dengan menyusun kombinasi sedemikian rupa sehingga pemisahan tiap komponen dapat diperbesar lagi dengan cara menyusun kombinasi yang tepat dari pengaruh tiap komponen kedua menjadi sangat kecil terhadap komponen utamanya, sehingga secara numerik komponen sekundernya dapat diabaikan. Perhitungan matriks ini telah dikembangkan oleh Doodson berdasarkan panjang pengamatan. 2. Parameter yang Berubah Terhadap Waktu Parameter yang bergantung
waktu dihitung berdasarkan waktu pengamatan dan besarnya tidak dipengaruhi oleh data pasang surut seperti pada proses harian dan bulanan.
Parameter ini dihitung berdasarkan teori pengembangan pasang surut setimbang, dimana dalam teori pengembangan pasang surut parameter tersebut merupakan fungsi dari parameter orbital bulan dan matahari yaitu s, h, p, p‟ dan N. Dimana parameter orbital ini mempresentasikan posisi bulan dan matahari dalam bola langit yang mempengaruhi keadaan pasang surut. Berbagai komponen yang terpenting dan diperhitungkan yaitu:
longitude rata-rata dari bulan semu (s) longitude rata-rata dari matahari semu (h)
longitude rata-rata dari titik perige dari orbital bulan semu (p) longitude rata-rata dari titik Ascending Node (titik nodal) (p‟)
2.1.2 Metode Least Square
Metode least square merupakan metode perhitungan pasang surut dimana metode ini berusaha membuat garis yang mempunyai jumlah selisih jarak vertikal antara data dengan regresi yang terkecil. Pada prinsipnya metode least square meminimalkan persamaan elevasi pasang surut, sehingga diperoleh persamaan simultan. Kemudian, persamaan simultan ini diselesaikan dengan metode numerik sehingga diperoleh konstanta pasang surut. Analisa dari metode least square menentukan berapa jumlah parameter yang ingin diketahui. Pada umumnya, 9 konstanta harmonis digunakan untuk mengetahui tipe dan datum pasang surut. Metode ini dapat dihitung menggunakan Persamaan (2.2) berikut:
...(2.2)
dengan: = Elevasi pasang surut fungsi dari waktu (m)
= Duduk tengah permukaan laut (mean sea level) (m) = dimana = periode komponen ke- (detik) sso = Perubahan duduk tengah musiman yang disebabkan
oleh efek muson atau angin (faktor meteorologi) (m) = Waktu (detik)
2.2 Beberapa Definisi Elevasi Muka Air
Mengingat elevasi muka air laut selalu berubah, maka diperlukan suatu elevasi yang ditetapkan berdasarkan data pasang surut, yang dapat digunakan sebagai pedoman di dalam perencanaan bangunan pantai. Beberapa definisi muka air tersebut banyak digunakan dalam perencanaan bangunan pantai dan pelabuhan, misalnya MHWL atau HHWL digunakan untuk menentukan elevasi puncak pemecah gelombang, dermaga, panjang rantai pelampung penambat dan sebagainya. LLWL diperlukan untuk menentukan kedalaman alur pelayaran dan kolam pelabuhan. MSL digunakan sebagai referensi dalam menetapkan elevasi daratan (Triatmodjo, 2012). Beberapa definisi muka air tersebut adalah:
1. Muka air tinggi (high water level) adalah muka air tertinggi yang dicapai pada saat air pasang dalam satu siklus pasang surut.
2. Muka air rendah (low water level) adalah kedudukan air terendah yang dicapai pada saat air surut dalam satu siklus pasang surut.
3. Muka air tinggi rata-rata (mean high water level, MHWL) adalah rata-rata dari muka air tinggi selama periode 19 tahun.
4. Muka air rendah rata-rata (mean low water level, MLWL) adalah rata-rata dari muka air rendah selama periode 19 tahun.
5. Muka air tinggi tertinggi (highest high water level, HHWL) adalah air tertinggi pada saat pasang surut purnama atau bulan mati.
6. Muka air rendah terendah (lowest low water level, LLWL) adalah air terendah pada saat pasang surut purnama atau bulan mati.
2.3 Prinsip Dasar Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut
Energi pasang surut (Tidal Energy) merupakan energi yang terbarukan. Prinsip kerjanya sama dengan pembangkit listrik tenaga air, di mana air dimanfaatkan untuk memutar turbin dan menghasilkan energi listrik. Energi diperoleh dari pemanfaatan variasi permukaan laut terutama disebabkan oleh efek gravitasi bulan, dikombinasikan dengan rotasi bumi dengan menangkap energi yang terkandung dalam perpindahan massa air akibat pasang surut. Gambar (2.4) di bawah ini terlihat bahwa arah ombak masuk ke dalam muara sungai ketika terjadi pasang naik air laut. Dalam proses ini air pasang akan ditampung ke dam sehingga pada saat air surut, air pada dam dapat dialirkan untuk memutar turbin.
Gambar 2.4. Proses pasang (Sangari, 2012)
Gambar 2.5. Proses surut (Sangari, 2012)
Ketika surut, air mengalir keluar dari dam menuju laut sambil memutar turbin seperti yang terlihat pada Gambar (2.5) di atas. Pasang surut menggerakkan air dalam jumlah besar setiap harinya dan pemanfaatannya menghasilkan energi dalam jumlah yang cukup besar. Dalam sehari bisa terjadi hingga dua kali siklus pasang surut. Oleh karena waktu, siklus bisa diperkirakan (kurang lebih setiap 12,5 jam sekali), suplai listrikpun relatif lebih dapat diandalkan dibandingkan pembangkit listrik bertenaga ombak. Ada 3 metodologi untuk memanfaatkan energi pasang surut air laut (Daud, 2006 dalam Surinati, 2007) yaitu:
1. Teknologi Tidal Power Teknologi ini disebut juga teknik tradisional hydroelectric dengan adanya bendungan yang melewati suatu daerah estuari dan perbedaan pasang surut minimal 5 m. Dilengkapi pintu-pintu air dan turbin dipasang sepanjang bendungan yang memisahkan kolam dan laut. Ketika air pasang menghasilkan tingkat air yang berbeda di dalam dan di luar bendungan, pintu-pintu air akan terbuka, air yang mengalir melewati turbin akan menjalankan generator untuk menghasilkan listrik. Tidal Power dibedakan menjadi 2 yaitu kolam tunggal dan kolam ganda.
Pada sistem pertama, energi dimanfaatkan hanya pada saat periode air surut atau air naik. Sedangkan sistem kolam ganda memanfaatkan aliran dalam dua arah. Perbedaan tinggi antara permukaan air di kolam dan permukaan air laut pada instalasi ini semakin tinggi semakin baik. Di Jepang, sistem ini telah dikembangkan dengan pembukaan instalasi baru di laut Ariake, Kyushu. Di Muara Sungai Severn Inggris, juga telah mulai direncanakan instalasi berkapasitas 12 GW. Pemanfaatan teknologi ini memerlukan daerah yang cukup luas untuk menampung air laut (reservoir area) dan bangunan bendungan bisa dijadikan jembatan transportasi. Teknologi ini memiliki reputasi ekologi yang rendah karena bendungan menghalangi migrasi ikan, menghancurkan populasi mereka dan merusak lingkungan dengan membanjiri lahan yang berdekatan. Banjir bukanlah masalah untuk pembangkit listrik tenaga pasang surut karena tingkat air di kolam tidak bisa lebih tinggi daripada tingkat air alami pada saat pasang. Namun, menghalangi migrasi ikan dan makhluk hidup lainnya menggunakan bendungan mencerminkan permasalahan lingkungan serius. 2. Teknologi Tidal Fence Dalam skala besar digunakan juga sebagai
jembatan penghubung antar pulau di antara selat. Menggunakan instalasi yang hampir sama dengan Tidal Power, namun terpisah dengan turbin arus antara 5 sampai 8 knot (5,6 sampai 9 mil/jam) dapat dimanfaatkan energi lebih besar dari pembangkit listrik tenaga angin karena densitas air 832 kali lebih besar dari udara (5 knot arus = velositas angin 270 km/jam). Skala besar pembangkit tenaga arus ini sepanjang 4 km telah dikerjakan tak jauh dari Sulawesi Utara yakni di Kepulauan Dalupiri dan Samar Filipina, sekaligus membuat jembatan penghubung pada 4 pulaunya. Proyek ini disponsori oleh Blue Energy Power System Kanada yang telah mengkomersialkan diri dengan berbagai modul turbin berbagai skala. Diestimasi energi yang dihasilkan di Filipina ini maksimum adalah 2.200 MW dengan minimum rata-rata 1.100 MW setiap hari. Hal ini didasarkan dengan kecepatan arus rata-rata 8 knot pada kedalaman sekitar 40 m.
3. Teknologi Tidal Turbine Teknologi ini berfungsi sangat baik pada arus pantai yang bergerak sekitar 3,6 dan 4,9 knot (4 dan 5,5 m/jam). Pada kecepatan ini, turbin arus berdiameter 15 m dapat menghasilkan energi sama dengan turbin angin yang berdiameter 60 m. Lokasi ideal turbin arus pasang surut ini tentunya dekat dengan pantai pada kedalaman 20-30 m. Energi listrik yang dihasilkan menurut perusahaan Marine Current Turbine Inggris lebih besar dari 10 MW per 1 km² dan 42 lokasi yang berpotensi di Inggris telah teridentifikasi perusahaan ini. Lokasi ideal lain yang dapat dikembangkan terdapat di Filipina, China dan Indonesia. Di bawah ini merupakan contoh tidal turbine yaitu turbin spiral (Gambar 2.6). Turbin ini dapat berputar searah meski arus pasang surutnya bersifat reversibel dan memungkinkan pemanfaatannya secara daur ganda.
Gambar 2.6. Turbin helix ganda dengan generator listrik untuk instalasi di bawah permukaan laut (Gorlov, 2001)
2.4 Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut La Rance
Pembangkit listrik La Rance adalah pembangkit listrik tenaga pasang surut pertama di dunia dan juga pembangkit listrik tenaga pasang surut terbesar kedua di dunia. Fasilitas ini terletak di muara Sungai Rance Brittany, Prancis. Posisi geografisnya terletak pada titik koordinat 48° 37‟ 05” LU dan 02° 01‟ 24” BT (Gambar 2.7). Instalasi La Rance diresmikan pada 26 November 1966 yang saat ini dioperasikan oleh EDF (Électricité de France) dan merupakan pembangkit listrik pasang surut terbesar yang kedua di dunia dalam hal kapasitas terpasang.
Gambar 2.7. La Rance hasil pencitraan Google Earth
Dengan beban puncak 240 MW yang dihasilkan oleh 24 turbin, pembangkit ini memasok 0,012% dari kebutuhan listrik negara Prancis. Dengan faktor kapasitas 40%, pembangkit ini memasok 96 MW dan memberikan output tahunan sekitar 600 GWh. Panjang bendungan adalah 750 m (2.461 kaki) yang membentang dari barat brebis hingga timur Briantais. Panjang bagian pembangkit listrik adalah 332,5 m (1.091 kaki) dengan luas kolam 22,5 km². Berikut ini dibahas mengenai deskripsi umum (Gambar 2.8), pemeliharaan dan analisa dampak lingkungan dari pembangkit listrik tenaga pasang surut La Rance.
Gambar 2.8. Gambaran struktur pembangkit listrik La Rance (Laleu, 2009)
2.4.1 Deskripsi Umum
Turbin pembangkit listrik La Rance dapat bekerja dua arah dan berfungsi sebagai pompa, sedangkan generator dapat bekerja sebagai motor (Gambar 2.9). Air yang dipompa bertujuan untuk memperbesar tinggi H (perbedaan tinggi air dalam basin dan air di luar), bisa dari laut ke kolam atau dari kolam ke laut. Biaya pembangkitan adalah € 95 milyar pada tahun 1967 dan bila dikonversikan pada tahun 2009 yaitu sekitar € 580 milyar. Dari eksploitasi pembangkit listrik tenaga pasang surut La Rance yang pada waktu tertentu bekerja sebagai stasiun pompa, maka sentral La Rance juga disebut pumped storage. Prinsip pumped storage bertujuan mengurangi kehilangan energi yang disebabkan berkurangnya pemakaian listrik sehingga pendapatan perusahaan listrik tetap stabil.
Kelebihan energi oleh sentral pembangkit listrik dipakai untuk memompa air ke suatu reservoir yang lebih tinggi. Air yang ditampung dalam reservoir digunakan lagi pada waktu pemakaian listrik bertambah. Meskipun biaya pembangunan bertambah dengan pembuatan reservoir, PLTA semacam ini secara keseluruhan menguntungkan. Suatu turbin air/turbin uap dan sebagainya yang direncanakan misalnya untuk 100.000 kW mempunyai efisiensi maksimal ± 95% pada pembangkitan. Bila pemakaian listrik berkurang maka mesin bekerja dengan kapasitas 70.000 kW sehingga efisiensi berkurang ± 80%. Kehilangan energi bertambah dan mengakibatkan pendapatan perusahaan listrik berkurang.
Dengan adanya pumped storage, mesin tetap bekerja dengan 100.000 kW dan kelebihan daya dipakai untuk memompa air. Air ini disimpan dan dipakai lagi pada waktu dimana pemakaian melebihi 100.000 kW. Lagi pula pembangkitan dengan tenaga air pada umumnya lebih murah dari cara lain. Di samping itu, suatu PLTA mempunyai keuntungan bahwa dari keadaan tidak bekerja mencapai kapasitas maksimum, memerlukan waktu singkat yaitu sesingkat waktu untuk membuka katup turbin jadi segera dapat memenuhi kebutuhan. Hal ini adalah tidak mungkin pada suatu sentral termis. PLTA pumped storage selalu berhubungan dengan sentral lain dan tidak dapat bekerja sendiri (Patty, 1994).
Gambar 2.9. Potongan melintang bagian turbin bulb (Laleu, 2009)
Diameter = 5,35 m Panjang = 332,5 m Berat = 470 Ton
Tinggi muka air rata-rata = 5,65 m Debit rata-rata = 275 m³/s
Daya keluaran = 10 MW Kecepatan rotasi = 93,75 rpm
Kecepatan maksimum = 260 rpm 4 daun (kemiringan = ° to +35°) Tinggi muka air minimum = 3 m Tinggi muka air maksimum = 11 m
Gambar 2.10. Potongan melintang tanggul berisi batu (Laleu, 2009)
Panjang = 163,6 m (Gambar 2.10) Proyek awal = 16 turbin
Gambar 2.11. Potongan melintang pintu hidraulik (Laleu, 2009)
Panjang = 145,1 m
6 pintu hidraulik (Gambar 2.11) Aliran maksimum = 9600 m/s³
Generator yang dipakai PLTA pada umumnya adalah 3 fasa dengan arus bolak-balik. Rotor adalah bagian yang berputar, sedangkan bagian yang diam dinamakan stator. Tegangan pada generator adalah sebesar 3000 – 6000 Volt, sedangkan pada generator besar dipakai 10.000 – 25.000 Volt. Tegangan transformator adalah sebesar 5 – 15 kV dan tegangan ini tidak dapat dipakai untuk menghantarkan tenaga listrik ke para konsumen melalui jarak jauh karena kehilangan energi yang terlampau besar. Untuk menghantarkan tenaga listrik dipakai 20 – 35 kV pada jarak dekat dan 60 – 220 kV pada jarak jauh. Bila tenaga listrik tiba di daerah konsumen, diperlukan transformator untuk menurunkan tegangan hingga 5 – 70 kV untuk jaringan distribusi dan untuk rumah-rumah diturunkan hingga 127 V/220 V atau 220 V/380 V arus bolak-balik 3 fasa.
Di samping generator dan transformator diperlukan juga peralatan listrik lainnya seperti perlengkapan saklar (switching-equipment), pengaturan tegangan dan juga peralatan listrik yang diperlukan untuk kebutuhan listrik PLTA sendiri. PLTA sendiri membutuhkan listrik untuk penerangan dan menjalankan alat bantu seperti kompressor, pompa minyak, pompa air, mesin AC (air conditioning) dan sebagainya. Listrik ini diambil dari station transformer dan besarnya adalah 1 – 2% dari daya PLTA. Semua peralatan pengamanan mesin harus bekerja dengan baik termasuk pada saat pembangkitan listrik mengalami gangguan. Pada keadaan darurat ini, pemberian listrik kepada alat pengaman harus tetap berlangsung dan biasanya listrik ini diambil dari baterai. Beberapa peralatan elektro mekanis yang terdapat pada pembangkit listrik tenaga pasang surut La Rance yaitu:
Generator 24 x 10 MVA yang memiliki tekanan udara di bawah 2 bar. Pengoperasian 24 unit turbin bulb secara bersamaan termasuk komponen
elektro mekanis yang bertujuan untuk alternator energizing.
3 unit transformator (3,5/3,5/225 kV) yang berkekuatan 80 MVA dan proses pendinginannya menggunakan minyak ataupun sirkulasi udara. Tersambung dengan kabel berkekuatan 225 kV dan bertekanan rendah.
Gambar 2.12. Ebb generation (Laleu, 2009)
Ada 2 cara mendapatkan tenaga listrik menggunakan pasang surut air laut yaitu dengan mengosongkan kolam di saat air surut atau mengisi kolam di saat air pasang (Gambar 2.12) dan kombinasi keduanya (Gambar 2.13). Mekanisme PLTA pada air surut yaitu pada saat air di dalam kolam dan air laut di luar sama tinggi lalu air laut hendak naik, pintu air dibuka maka air di dalam kolam mengikuti air pasang, kedua muka air sama tinggi sedangkan air laut hendak turun. Pintu air ditutup sehingga muka air di dalam kolam tidak berubah, namun di luar kolam muka air laut terus turun, perbedaan tinggi mencapai H maksimum untuk menjalankan turbin. Pada saat ini, katup turbin dibuka dan tenaga listrik mulai dihasilkan. Dengan keluarnya air melalui turbin, muka air dalam basin turun dan grafiknya adalah garis lurus bila Q sama dan dinding kolam vertikal.
Mekanisme PLTA pada air pasang dilakukan dengan cara mengisi kolam. Pada saat muka air di kolam sama tinggi dengan muka air laut di luar sedangkan air laut surut. Saat ini pintu air dibuka sehingga air dalam kolam dapat mengikuti air laut yang sedang surut. Waktu air laut hendak naik, pintu air ditutup sehingga muka air dalam kolam tidak berubah. Di luar air laut terus naik sehingga pada suatu saat terdapat perbedaan tinggi sebesar H maksimum. Pada saat ini katup turbin dibuka sehingga terjadilah pembangkitan tenaga listrik. Di luar kolam, air laut terus naik sehingga membuat perbedaan tinggi semakin besar dan selanjutnya mencapai H maksimum kemudian berkurang oleh karena air laut surut. Pada saat terdapat H maksimum, katup turbin ditutup dan pintu air dibuka pada saat tinggi air dalam kolam sama dengan air laut di luar dan begitulah proses seterusnya.
Gambar 2.13. Ebb and flood generation (Laleu, 2009)
Ebb generation (direct turbining) = 60% Reverse pumping (kolam menuju laut) = 0% Flood generation (reverse turbining) = 2 – 6% Direct pumping (laut menuju kolam) = 15 – 20%
Aliran air melalui turbin = 20% (ketika 0,3 m < tinggi muka air < 1,2 m) Tidak diperlukan pemompaan ketika pasang surut berkisar antara 7 – 10 m
Pembangkit listrik La Rance tergolong ebb and flood generation yang artinya memanfaatkan air surut dan air pasang untuk menggerakkan turbin (Gambar 2.14). Turbin pembangkit berjumlah 24 unit yang telah berputar selama 222.690 jam, berada di bawah permukaan air selama 324.494 jam dan menghasilkan daya 21.600.000.000 kWh selama 40 tahun. Turbin yang berada di bawah permukaan air sering terjadi korosi. Oleh karena itu, diperlukan suatu tes laboratorium untuk mengetahui jenis perlindungan terbaik agar turbin yang digunakan tahan lama dan biaya pemeliharaannya minimum. Tes ini dilakukan di St. Malo dan diputuskan menggunakan jenis perlindungan katodik pada bagian-bagian yang mengandung unsur logam seperti turbin dan pintu air (Laleu, 2009).
2.4.2 Perawatan dan Pemeliharaan
Perlindungan katodik adalah teknik yang digunakan untuk mengendalikan korosi pada permukaan logam dengan menjadikan permukaan logam tersebut sebagai katode dari sel elektrokimia. Perlindungan katodik merupakan metode yang umum digunakan untuk melindungi struktur logam dari korosi. Sistem perlindungan katodik ini biasanya digunakan untuk melindungi baja, jalur pipa, tangki, tiang pancang, kapal. Anjungan lepas pantai dan selubung sumur minyak di darat. Efek samping dari penggunaan yang tidak tepat adalah timbulnya molekul hidrogen yang dapat terserap ke dalam logam sehingga menyebabkan hydrogen embrittlement (kegetasan hidrogen). Perlindungan katodik pada turbin pembangkit adalah cara yang efektif dalam mencegah stress corrosion cracking.
Selain perlindungan, pemantauan terhadap sistem perlindungan ini juga diperlukan. Kurang lebih terdapat pengukuran 9.500 kali dalam setahun meliputi pengukuran arus, tegangan dan electro-chemical potential. Konsekuensinya dari segi total waktu untuk pemeliharaannya yaitu 874 jam/tahun. Konstruksi pembangkit listrik La Rance dibagi menjadi 3 tahap yaitu plant cofferdam, barrage cofferdam dan lock cofferdam (Gambar 2.15). Dalam perencanaan cofferdam membutuhkan 40.000 m³ beton, 13.000 ton tiang pancang dan 460.000 m³ pasir sedangkan dalam perencanaan barrage dan plant membutuhkan galian sebanyak 400.000 m³, 350.000 m³ beton, 15.000 ton baja dan 350.000 m³ bekisting. Di bawah ini merupakan gambar tahapan pembangunan instalasinya:
2.4.3 Analisa Dampak Lingkungan
Setiap konstruksi yang direncanakan memiliki dampak yang positif dan negatif terhadap lingkungan di sekitarnya. Dampak signifikan yang terjadi selama pembangunan pembangkit listrik La Rance yaitu hilangnya beberapa jenis flora dan fauna karena fluktuasi salinitas laut, adanya sedimentasi dan akumulasi bahan organik di wilayah sungai. Namun, dampak positifnya antara lain terdapat kegiatan perikanan baru seperti kerang, tiram mutiara dan jumlah spesies burung yang sama (120 spesies) dari dulu hingga saat ini. Meskipun memiliki dampak tertentu, pembangkit listrik La Rance memberi umpan balik yang tak ternilai tapi tetap keseimbangan ekologi harus dijaga agar dapat memainkan peran pembibitan dan tempat substantif untuk makhluk hidup di sekitarnya (Laleu, 2009).
2.5 Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut Jiangxia
Negara China mempelajari pemanfaatan pasang surut sebagai pembangkit listrik pada pertengahan tahun 1950 dengan membangun pembangkit listrik tenaga pasang surut sistem daur tunggal berkekuatan 40 kW di Provinsi Zhejiang. Pembangkit listrik ini diperbesar dan menghasilkan daya 200 kW. Pembangkit listrik daur tunggal lainnya dibangun di Jingang Provinsi Shandong pada tahun 1970 berkapasitas 155 kW serta memiliki 3 turbogenerator 55 kW dan semuanya dibuat oleh pabrik mesin lokal. Sekitar 280 pembangkit listrik tenaga pasang surut telah dibangun di sepanjang pantai Provinsi Guandong sejak tahun 1958.
Pada tahun 1970, ada 6 pembangkit listrik tenaga pasang surut memiliki 19 turbin berkapasitas total 1.900 kW yang dibangun di Zheijiang, Jiangsu dan Provinsi Shandong. Tinggi muka air maksimum bervariasi dari 3,5 m hingga 7,8 m dan kapasitas terpasang berkisar antara 75 kW hingga 160 kW. Pembangkit listrik Jiangxia merupakan instalasi yang menggunakan turbin bulb pertama kali berdiameter 2,5 m di daerah Wenlin Provinsi Zhejiang dan dibangun pada bulan April tahun 1980. Meskipun kapasitas yang didesain hanya 3.000 kW saja dari 6 set turbin bulb, pada kenyataannya kapasitas yang terpasang saat ini adalah 3.200 kW dengan rincian 5 set turbin bulb terdiri dari 1 unit berkapasitas 500 kW, 1 unit berkapasitas 600 kW dan 3 unit yang masing-masing berkapasitas 700 kW.
Gambar 2.17. Jiangxia hasil pencitraan Google Earth
Unit ke-6 diusulkan menggunakan turbin straflo berkapasitas 700 kW namun belum diinstal. Peningkatan kapasitas turbin bulb ini dimungkinkan oleh perbaikan desain dan pembuatan turbin. Rentang maksimum pasang di muara Jiangxia adalah 8,39 m. Posisi geografisnya terletak pada titik koordinat 28° 20‟ 34” LU dan 121° 14‟ 25” BT (Gambar 2.16 dan 2.17). Instalasi ini menggunakan sistem daur ganda dan memasok listrik suatu desa yang berjarak 20 km melalui sistem transmisi 35 kV. Selama bertahun-tahun, staf teknik pembangkit listrik Jiangxia yang dikhususkan untuk meneliti telah membuat prestasi luar biasa dalam keandalan generator, mengurangi sedimen di waduk, mencegah erosi serta penjadwalan pengoperasian optimal (Wang dkk, 2011 dalam Simas, 2012).
2.6 Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut Kislaya
Pembangkit listrik tenaga pasang surut Kislaya terletak di Kislaya Guba, Rusia. Instalasi ini terdapat di urutan ke-5 terbesar dari segi kapasitas produksinya sekitar 1,7 MW. Posisi geografisnya terletak pada titik koordinat 69° 22‟ 37” LU dan 33° 04‟ 33” BT (Gambar 2.18 dan 2.19). Instalasi ini beroperasi pada tahun 1968, namun ditutup selama 10 tahun karena kekurangan dana. Pembangunan kembali dilanjutkan pada bulan Desember tahun 2004 ketika dana pembangunan telah terkumpul. Pada tahun 2004, unit pertama telah dipasang dan menghasilkan daya 0,2 MW dan unit kedua berkapasitas 1,5 MW dipasang pada tahun 2007.
Gambar 2.18. Tampak depan instalasi listrik Kislaya
2.7 Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut Annapolis Royal
Pembangkit listrik tenaga pasang surut Annapolis Royal memiliki kapasitas 20 MW dan terletak di Sungai Annapolis yang merupakan hulu dari kota Annapolis Royal, Nova Scotia, Kanada. Posisi geografisnya terletak pada titik koordinat 44° 45‟ 07” LU dan 65° 30‟ 40” BT (Gambar 2.20 dan 2.21). Instalasi ini merupakan satu-satunya pambangkit listrik tenaga pasang surut di Amerika Utara. Annapolis Royal memanfaatkan perbedaan pasang surut yang dihasilkan dari Kolam Annapolis, bagian DAS dari Teluk Fundy. Instalasi Annapolis Royal dibangun oleh perusahaan energi Nova Scotia dan dibuka pada tahun 1984.
Gambar 2.20. Annapolis Royal hasil pencitraan Google Earth
Keputusan untuk membangun fasilitas ini antara lain didorong oleh janji dari dana federal untuk program energi alternatif serta kebutuhan Departemen Perhubungan untuk mengganti rangka jembatan di antara sungai Annapolis Royal dan Granville Ferry yang sudah lama. Proyek ini telah memiliki dampak positif dan negatif terhadap lingkungan. Di samping fungsi efektifnya menghasilkan listrik, penghalang aliran air menggunakan bendungan (untuk meninggikan air) telah menyebabkan tingginya erosi di tepi sungai pada ke-2 ujung yaitu hulu dan hilir. Bendungan ini juga dikenal sebagai perangkap bagi kehidupan laut.
2.8 Sistem Daur Ganda dengan Kolam Tunggal
Pada dasarnya pembangkit listrik tenaga pasang surut melibatkan kolam penampung air, baik itu kolam buatan maupun kolam yang memanfaatkan kondisi alam. Pada prinsipnya pemanfaatan tenaga pasang surut air laut untuk pembangkit listrik dibedakan menjadi tiga, yaitu susunan kolam tunggal (Gambar 2.22), susunan kolam ganda (Gambar 2.23) dan susunan kolam bersama. Dari prinsip-prinsip dasar ini kemudian dikembangkan beberapa cara untuk mendapatkan energi yang boleh dikatakan terus menerus (Dandekar dan Sherma, 1991 dalam Tantrawati dan Ruzardi, 2007). Dalam susunan kolam tunggal, hanya terdapat sebuah kolam penampung air yang langsung berhadapan dengan laut.
Keuntungan dari sistem daur ganda berkaitan dengan kesamaan pola fenomena alami pasang pasang surut yang memiliki pengaruh pada lingkungan dan di beberapa kasus diperoleh daya yang lebih efisien. Namun, metode ini lebih rumit dan mahalnya biaya turbin 2 arah serta peralatan listrik. Sistem daur tunggal lebih sederhana dan pembiayaan turbinnya lebih murah. Aspek negatif dari sistem daur tunggal yaitu adanya potensi besar yang dapat membahayakan lingkungan dengan muka air yang lebih tinggi dan menyebabkan akumulasi sedimen di dalam kolam. Kedua metode ini telah digunakan dalam prakteknya. Sebagai contoh, pembangkit listrik tenaga pasang surut La Rance dan Kislaya menggunakan sistem daur ganda sedangkan Annapolis Royal menggunakan daur tunggal.
Kolam dan laut dipisahkan oleh tanggul, sedangkan aliran antara keduanya disalurkan melalui pintu air yang terletak disepanjang tanggul, pada tanggul ini juga terdapat bangunan pembangkit listrik. Arus yang masuk dari laut menuju kolam penampung atau dari kolam penampung menuju laut dapat digunakan untuk memutar turbin. Dalam susunan kolam tunggal energi listrik dapat dibangkitkan dengan menggunakan tiga macam sistem daur air. Tiga sistem daur air itu adalah sistem daur air pasang tunggal, sistem daur air surut tunggal dan sistem daur air ganda. Gambar berikut ini merupakan skema dari pembangkit listrik pasang surut dengan menggunakan masing-masing sistem daur air.
Gambar 2.22. Susunan kolam tunggal (Dandekar dan Sherma, 1991 dalam Tantrawati dan Ruzardi, 2007)
Gambar 2.23. Susunan kolam ganda (Chang, 2008)
Sistem daur ganda merupakan gabungan dari sistem daur tunggal pasang dan daur surut (Gambar 2.24). Sistem ini sangat menguntungkan karena mampu membangkitkan tenaga listrik pada waktu pasang dan pada waktu surut. Pada saat laut sedang mengalami surut, pintu-pintu air dibuka agar air yang berada dalam kolam dapat keluar bersamaan dengan surutnya air laut, sehingga mencapai titik terendah. Pada saat permukaan air laut dan kolam penampung sama yaitu pada saat pintu air ditutup agar kolam tetap dalam keadaan kosong.
merupakan selang waktu tunggu agar air mempunyai perbedaan tinggi minimal yang dianggap mampu untuk memutar turbin, setelah beda tinggi minimal tercapai maka pada air mulai dimasukan kedalam kolam melalui turbin, sehingga listrik akan dibangkitkan selama . Pada saat pintu air ditutup karena ketinggian air sudah tidak mampu memutar. merupakan selang waktu tunggu agar permukaan air dalam kolam menjadi sama dengan laut yang sedang mengalami surut, pada saat pintu air dibuka untuk membuang air dari dalam kolam menuju laut yang sedang surut. Untuk selanjutnya, pembangkitan listrik pada sikus berikutnya akan sama seperti siklus sebelumnya.
Gambar 2.24. Sistem daur ganda (Dandekar dan Sherma, 1991 dalam Tantrawati dan Ruzardi, 2007)
Energi listrik dapat dibangkitkan pada saat pengisian kolam (saat air laut pasang) maupun pengosongan kolam (saat air laut surut). Pada metode ini energi listrik yang dibangkitkan tergantung pada lamanya pemanfaatan waktu produksi. Perkiraan energi listrik dapat dihitung dari besarnya fungsi luas kolam dan beda tinggi pasang serta debit yang dihasilkan, yaitu volume aliran masuk kolam (m³):
...(2.3)
dengan: A = Luas kolam (m²)
Debit air rata-rata dapat dicari dengan Persamaan (2.4):
...(2.4)
dengan: T = Periode pasang surut (detik) V = Volume aliran masuk kolam (m³) Q = Debit aliran (m³/detik)
Apabila diasumsikan bahwa kolam rencana berbentuk persegi (Gambar 2.25) di belakang bendungan yang memiliki luas permukaan A dan beda tinggi pasang surut h. Ketika air laut pasang, aliran air masuk menuju kolam. Namun ketika air laut surut, air di dalam kolam ditahan pada ketinggian yang sama dengan air laut pada saat terjadi pasang. Permukaan air yang tertahan di belakang bendungan menghasilkan h (range) yang diukur dari permukaan air laut normal dan pusat massa air adalah di bawah muka air pasang.
Volume total air di dalam basin adalah . Jika massa jenis air laut adalah , persamaan ini akan menjadi . Air di dalam kolam mengalir keluar menuju laut melalui turbin dan membuatnya berputar hingga elevasi yang paling rendah. Energi potensial maksimum didapatkan apabila keseluruhan air turun setinggi . Apabila periode pasang surut adalah T, maka Persamaan (2.5) berikut ini digunakan untuk menghitung daya yang dihasilkan per siklus:
...(2.5)
dengan: P = Daya yang dihasilkan (W) A = Luas kolam (m²)
h = Beda tinggi pasang surut (m) η = Efisiensi daya (%)
ρ = Massa jenis air laut (kg/m³) T = Waktu produksi (detik)
Gambar 2.25. Power generation from tides (MacKay, 2009)
Dalam 1 tahun terdapat 365 hari. Persamaan (2.6) di bawah ini digunakan untuk menghitung energi dalam 1 tahun untuk tipe pasang surut harian ganda:
...(2.6)
dengan: = Energi yang dihasilkan selama 1 tahun (Wh) P = Daya rata-rata yang dihasilkan selama 1 hari (W) = Waktu produksi rata-rata selama 1 hari (jam) η = Efisiensi energi (%)
2.9 Kabel dan Koneksi Jaringan
Sejumlah pilihan konfigurasi yang berbeda untuk generator arus pasang surut (Discovery Technology International, 2007 dalam Hardisty, 2009) yaitu:
Opsi 1 Opsi pertama adalah sistem sederhana yang terdiri dari 1 turbin, 1
generator AC dan 1 konverter daya dengan transformator. Susunan ini biasanya digunakan dalam proyek berdaya kecil di dekat pantai dan cocok untuk proyek atau teknologi percontohan. Ini menjadi pilihan buruk untuk sebuah farm, karena tidak ada peluang mengambil keuntungan dari pembiayaan umum instalasi farm.
Opsi 2 Pilihan kedua melibatkan beberapa generator yang memiliki konverter
daya serta memberikan fleksibilitas tinggi dan memungkinkan generator untuk berputar pada kecepatan berbeda. Sistem ini cukup kompleks dan merupakan solusi mengurangi tingginya biaya tanpa kabel atau generator yang berlebihan.
Opsi 3 Penggunaan beberapa generator induksi yang terhubung ke konverter
daya tunggal dan memiliki variasi dalam kecepatan turbin di farm. Hal penting yaitu sirkulasi arus tinggi antar generator terjadi jika perbedaan kecepatan yang signifikan. Dengan tidak adanya sirkulasi arus tinggi, opsi ini menawarkan biaya yang lebih rendah dibandingkan dengan konfigurasi sistem lainnya untuk farm berdaya tinggi. Tidak ada kabel atau trafo berlebihan dan dalam hal ini tidak dimungkinkan ada konverter berlebih yang digunakan tanpa konverter cadangan.
Opsi 4 Selama opsi arus DC diaktifkan, setiap generator menerima arus DC
yang masuk melalui rangkaian mesin konverter dan kemudian masuk ke transformer melalui sebuah rangkaian. Pilihan ini cocok untuk proyek dimana posisi generator dekat tetapi tidak berputar pada kecepatan yang sama. Pengawasan generator dimungkinkan, tapi jika rangkaian konverter dimatikan maka pembangkit berhenti. Kapasitas farm diasumsikan 30 MW yang disarankan menggunakan 2 rangkaian dan masing-masingnya dapat melayani setengah farm.
Berikut ini merupakan gambar perbedaan konfigurasi sistem kabel dan koneksi jaringan opsi 1 hingga opsi 4 (Gambar 2.26 s/d 2.29):
2.10 Jenis-jenis Turbin Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut
Turbin adalah salah satu unsur utama pembangkit listrik tenaga pasang surut. Pemilihan turbin akan menentukan kondisi operasi dan dampak lingkungan untuk alasan beberapa aspek seperti head variability, laju aliran, persyaratan untuk memompa atau operasi berkelanjutan, persyaratan untuk sistem daur ganda frekuensi hidup mati dan lain-lain harus dipertimbangkan. Perlu diketahui bahwa, pengembangan desain turbin dilakukan agar perbaikan rutinnya lebih mudah. Dengan demikian, pemeliharaan tidak lagi mempertimbangkan isu pembangunan. Ada beberapa jenis turbin yang digunakan yaitu turbin bulb, rim dan tubular.
2.10.1 Turbin Bulb
Turbin bulb adalah jenis turbin air yang penamaannya datang dari bentuknya yang kedap dan berisi generator. Generator turbin bulb terletak di sumbu horizontal dan dipasang di dalam air sebagai unit bawaan turbin. Instalasi ini menawarkan pengurangan yang signifikan dalam ukuran, biaya dan pekerjaan sipil karena volume penggaliannya yang kecil. Selama turbin bekerja, air berada di sekeliling turbin dan menyebabkan pemeliharaan yang sulit sehingga air harus dicegah mengalir melalui turbin. Ini berarti ketika pemeliharaan dilakukan, generator harus diangkat dari permukaan air dan turbin berhenti berputar.
Turbin bulb dianggap merupakan solusi yang paling efisien untuk beda tinggi rendah hingga 30 m. Untuk alasan ini, turbin ini paling populer untuk mendesain bendungan. Selain itu, turbin dan generator yang reversibel mampu menghasilkan tenaga di saat air pasang atau bertindak sebagai penggerak untuk memompa air laut ke dalam kolam. Turbin bulb telah terbukti sangat handal dan telah beroperasi hampir setiap saat tanpa masalah yang besar selama lebih dari 30 tahun di pembangkit listrik tenaga pasang surut La Rance, Prancis. Gambar (2.30) di bawah ini merupakan tampak samping turbin bulb serta bagian-bagiannya.
Gambar 2.30. Turbin bulb dan bagian-bagiannya (Boyle, 2004)
2.10.2 Turbin Rim
Generator turbin rim terpisah dari turbin itu sendiri dan berada pada bendungan serta dihubungkan melalui poros yang bergerak dengan turbin. Hanya bagian turbin yang berada di dalam air. Selain itu, rotor dilindungi dari masuknya air laut dengan merancang penutup air. Mengenai perawatan, generator dapat dijangkau ketika pintu yang dilalui air ditutup dan air dikeringkan. Sebagai hasilnya, masalah pemeliharaan generator pada turbin bulb dapat diselesaikan. Gambar (2.31) merupakan tampak samping turbin rim serta bagian-bagiannya.
Desain awal lebih cocok untuk diaplikasikan di sungai karena penutup air dapat berlubang apabila di bawah tekanan. Namun, perbaikan baru-baru ini telah membuat turbin ini dapat diandalkan menjadi turbin straflo 20 MW berdiameter 8,2 m yang saat ini dipasang di pembangkit listrik tenaga pasang surut Annapolis Royal Kanada. Jenis turbin ini lebih disukai untuk efisiensi teoritis dan inersia yang lebih besar (untuk memenuhi kriteria stabilitas). Namun, hanya dapat beroperasi pada waktu surut dan tidak dapat digunakan sebagai pump storage.
2.10.3 Turbin Tubular
Di dalam turbin tubular, generator dipasang pada bagian atas dengan sudut dengan turbin dan pisau yang terhubung ke poros panjang. Sebenarnya, keuntungan penggunaan turbin ini adalah pisau dapat disesuaikan. Ini berarti, turbin ini dapat diubah untuk memenuhi permintaan listrik. Pisau kecil akan menghasilkan daya yang lebih kecil sementara pisau yang lebih besar akan menghasilkan tenaga lebih. Hal ini memungkinkan turbin untuk berjalan lebih efisien dan menghasilkan jumlah daya yang dibutuhkan. Gambar (2.32) di bawah ini merupakan tampak samping turbin tubular serta bagian-bagiannya.
Selain itu, desainnya memberikan beberapa ruang untuk gearbox yang memungkinkan pengoperasian generator lebih efisien. Selanjutnya, pemeliharaan dapat berlangsung cepat karena generator berdiri sendiri dan tidak tergenang oleh air. Namun, turbin ini menyajikan beberapa masalah getaran poros panjang dan tidak dapat beroperasi pada saat air pasang ataupun digunakan untuk pump storage. Turbin tubular telah digunakan beberapa PLTA di Amerika Serikat dan diusulkan untuk proyek pembangkit listrik tenaga pasang surut Severn di Inggris.
2.11 Analisa Hidro Ekonomi
Pembangunan pembangkit listrik tenaga pasang surut memerlukan investasi yang relatif besar. Adapun biaya listrik per kWh dihitung berdasarkan biaya awal (initial cost) dan biaya operasional (operational cost). Komponen biaya awal terdiri dari biaya bangunan sipil, fasilitas elektrik dan mekanik serta biaya sistem pendukung lain. Komponen biaya operasional yaitu biaya perawatan, penggantian suku cadang, tenaga kerja (operator) serta biaya lain yang digunakan selama pemakaian. Contoh perhitungan harga listrik per kWh dari pembangkit listrik tenaga pasang surut adalah sebagai berikut: Misalkan untuk membangun PLTPS berkapasitas terpasang 1 kW dibutuhkan biaya awal Rp 4.000.000,00. Umur pakai yang dirancang adalah 10 tahun dengan biaya operasional Rp 1.000.000,00/tahun. Maka biaya rata-rata yang dikeluarkan (Rp) per hari adalah:
...(2.7)
Biaya per kWh ditentukan oleh biaya rata-rata per hari dan besarnya energi listrik yang dihasilkan per hari (kWh/hari). Energi per hari ini ditentukan oleh besarnya daya terpasang serta faktor daya. Jika diasumsikan faktor daya besarnya 12 jam/hari, maka biaya (harga) energi listrik per kWh yang ditetapkan adalah:
...(2.8)
Dalam perencanaan suatu PLTA Mikro, terlebih untuk daerah pedesaan di negara yang sedang berkembang harus diusahakan biaya per kWh sekecil mungkin agar dapat dibeli golongan masyarakat menengah ke bawah. Untuk mendapat biaya pembangkitan sekecil mungkin harus diusahakan (Patty, 1994):
a. Biaya investasi yang sekecil mungkin antara lain dengan: 1. Rencana PLTA yang sederhana.
2. Memakai bahan setempat.
3. Memakai turbin dan generator yang standar.
4. Memakai kendali muatan elektronis (electronic load controller) sebagai pengganti governor.
5. Memakai turbin tanpa rumah spiral (open flume setting). b. Biaya eksploitasi yang sekecil mungkin antara lain dengan:
1. Tidak memakai tenaga yang mahal atau khusus untuk eksploitasi dan pengawasan sentral, sedapat mungkin tenaga ini diambil dari penduduk desa dengan memperhatikan pendidikannya.
2. Tidak memakai tenaga (remote control) atau secara periodik dikirim tenaga dari kantor PLN terdekat untuk memeriksa sentral (jadi gajinya tidak dibebankan pada biaya eksploitasi sentral). 3. Memakai peralatan elektromekanis yang tidak begitu memerlukan
perawatan yang dapat dinilai dari penawaran pabrik mesin.
4. Untuk membersihkan saringan, membuang lumpur dan lain sebagainya dipakai tenaga dari penduduk desa secara periodik. c. Besarnya kWh yang dibangkitkan berbanding lurus dengan jumlah kWh
terpakai. Usaha pemanfaatan kWh yang dibangkitkan diperluas dengan: 1. Memperluas industri rumah tangga yang memakai tenaga listrik. 2. Menggunakan tenaga listrik untuk keperluan bersama sebagaimana
telah dilaksanakan Rupert Armstrong Evarts Engineering tahun 1979 di Nepal untuk penyediaan air panas dan unit pendinginan. 3. Mendirikan industri pedesaan yang baru misalnya untuk parut
kelapa, penggergajian kayu, pipilan jagung dan penggilingan padi.
Pengkajian kelayakan atas suatu usulan proyek bertujuan untuk mempelajari usulan tersebut dari segala segi profesional agar diterima dan dilaksanakan, betul-betul dapat mencapai hasil sesuai dengan yang direncanakan. Jangan sampai setelah proyek selesai dibangun dan dioperasikan ternyata hasilnya jauh dari harapan. Kriteria kelayakan berkaitan erat dengan keberhasilan dan akan berbeda dari satu serta lain sudut pandang dan kepentingan (Soeharto, 2002).
Pengkajian kelayakan atas suatu usulan juga tergantung pada nilai proyek tersebut. Semakin besar nilai suatu proyek, semakin besar dana yang akan ditanam, sehingga semakin luas jangkauan dan sifat pengkajiannya. Berikut ini akan dijelaskan beberapa parameter yang digunakan untuk mengukur kelayakan usaha/proyek yaitu Net Present Value, Pay Back Periode, Break Event Point, Benefit Cost Ratio dan Internal Rate of Return (Wijaya dkk, 2012):
1. Net Present Value (NPV) adalah selisih harga sekarang dari aliran kas bersih (Net Cash Flow) di masa datang dengan harga sekarang dari investasi awal pada tingkat bunga tertentu. Untuk menghitung NPV dapat digunakan Persamaan (2.9) berikut ini:
...(2.9)
dengan: NPV = Net Present Value (Rp)
NB = Net Benefit = Benefit-Cost (Rp) n = Tahun ke–n (tahun)
= Benefit yang telah didiskon (Rp)
= Cost yang telah didiskon (Rp)
2. Pay Back Periode (PBP) adalah jangka waktu tertentu yang menunjukkan terjadinya arus penerimaan (cash in flows) yang secara kumulatif sama dengan jumlah investasi dalam bentuk present value. Untuk menghitung PBP digunakan Persamaan (2.10) berikut ini:
...(2.10)
dengan: PBP = Pay Back Periode (tahun)
= Tahun sebelum terdapat PBP (tahun) = Jumlah investasi yang telah didiskon (Rp)
= Jumlah benefit yang telah didiskon sebelum PBP (Rp) = Jumlah benefit pada PBP (Rp)
3. Break Event Point (BEP) adalah keadaan atau titik di mana kumulatif pengeluaran (Total Cost) sama dengan kumulatif pendapatan (Total Revenue) atau laba sama dengan nol. Hal ini dapat dijelaskan dengan persamaan Total Revenue = Total Cost.
4. Benefit Cost Ratio (BCR) adalah rasio antara manfaat bersih yang bernilai positif (benefit/keuntungan) dengan manfaat bersih yang bernilai negatif (cost/biaya). Suatu proyek dapat dikatakan layak bila diperoleh nilai BCR > 1 dan dikatakan tidak layak bila diperoleh nilai BCR < 1. Untuk menghitung BCR digunakan Persamaan (2.11) berikut ini:
...(2.11)
dengan: BCR = Benefit Cost Ratio
= Keuntungan (benefit) pada tahun k (Rp) = Biaya (cost) pada tahun k (Rp)
n = Periode proyek (tahun) k = Tahun ke-n (tahun)
5. Internal Rate of Return (IRR) adalah besarnya tingkat keuntungan yang digunakan untuk melunasi jumlah uang yang dipinjam agar tercapai keseimbangan ke arah nol dengan pertimbangan keuntungan. IRR ditunjukkan dalam bentuk % per periode dan bernilai positif (I > 0). Untuk menghitung IRR digunakan Persamaan (2.12) berikut ini:
...(2.12)
dengan: IRR = Internal Rate of Return (%)
= Net Present Value dengan tingkat bunga rendah (Rp) = Net Present Value dengan tingkat bunga tinggi (Rp) = Tingkat bunga pertama (%)
