OPTIMASI DESAIN KONFIGURASI LADANG ANGIN: STUDI KASUS DI PANTAI SELATAN PURWOREJO JAWA TENGAH. Oleh : Ismail

OPTIMASI DESAIN KONFIGURASI LADANG ANGIN: STUDI KASUS DI PANTAI SELATAN PURWOREJO JAWA TENGAH

Oleh : Ismail

UNIVERSITAS GADJAH MADA YOGYAKARTA

2016

ii OPTIMASI DESAIN KONFIGURASI LADANG ANGIN: STUDI KASUS

DI PANTAI SELATAN PURWOREJO JAWA TENGAH

Disertasi untuk memperoleh

derajat Doktor dalam Ilmu Teknik Mesin pada Universitas Gadjah Mada

Dipertahankan di hadapan Dewan Penguji Program Pascasarjana

Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada Pada tanggal: 21 Januari 2016

Oleh Ismail

Lahir Di Pagaralam

IIAI"AMAN PERSDTUJIIAIY

Ko-pmmrilor

i ^-.i

l

iii

PDRNYATAA}I

Dengan ini saya menyatakan bahwa datam dis€rtasi ini ddak terdapat karya lang

pernah diajukan unttrk merrperoleh gelar kesarjqaan

di

suatu perguruan tingg, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapt karya atau pendapat yang pernah dihrlis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang secara tertulis diacu dalam naskatr ini dan disebutkan dalam daftar pustaka.

27 Jmtari20l6

lv

v PRAKATA

Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan rahmat dan hidayah, atas kemajuan penelitian di dalam disertasi. Disertasi diharapkan dapat memberikan gambaran arah kemajuan berikutnya dengan menerima berbagai koreksi maupun penyesuaian yang diperlukan.

Disertasi memaparkan hasil penelitian tentang optimasi desain konfigurasi ladang angin: studi kasus di pantai selatan Purworejo Jawa Tengah.

Penulis mengucapkan terima kasih atas selesainya penyusunan disertasi kepada:

1. Beasiswa Pendidikan Pasca Sarjana Perguruan Tinggi (BPPS DIKTI), atas bantuan pendidikan program doktor (S­3).

2. Rektor, Dekan Teknik dan Ketua Jurusan Teknik Mesin Universitas Pancasila, atas izin yang diberikan untuk melanjutkan pendidikan program doktor di Universitas Gadjah Mada.

3. Prof. Ir. Samsul Kamal, M.Sc., Ph.D, sebagai promotor yang telah banyak meluangkan waktu dan pikiran di dalam membimbing dan menyelesaikan masalah yang dihadapi di dalam penelitian, serta rasa percaya diri yang diberikan selama penulisan disertasi.

4. Ir. Purnomo, MSME., Ph.D, sebagai ko­promotor atas saran, nasihat, pengarahan serta ide kritisnya dalam membimbing penulis.

5. Sarjiya, ST., MT., Ph.D, sebagai ko­promotor atas saran, perhatian, pengarahan, serta ide kritisnya dalam penyempurnaan disertasi.

6. Eka Irawati, merupakan istri tercinta yang telah banyak mendukung penulis.

7. Syahira Putri Ismail dan Syahibran Putra Ismail, merupakan anak­anak yang lucu yang selalu memberikan semangat kepada penulis.

8. Orang tua yang selalu mendoakan untuk keberhasilan dan kesuksesan.

9. Teman­teman seangkatan 2012 yang telah banyak membantu.

10. Sasmono dan Arif Muchlisin, sebagai staf lab. perpindahan kalor dan massa dan lab. mekanika fluida yang telah membantu di dalam penelitian.

11. Dosen-dosen dan staf-staf Jurusan Telmik Mesin Universitas Paocasila yang telah banyak memberi bantuan kepada penulis'

12. Kemas

M.

Anyad dan Risnandar yang telah ^membantu

di

^dalam

penelitian.

13. Ahmad, Gemq dan Al<trsanto malrasiswa 51 Teknik Mesin ^{yang telah}

banyak membantu di dalam pembuatan terowongan angin.

14. Sulaiman,

Ajim,

Inderanata,

Leo&

Firman beserta teman-teman mahasiswa 52 Teknik Mesin yang telah banyak membantu modifikasi dan eksperimen di terowongan angin.

15. Semua pihak yang terkait yang telah membantu dan yang tidak dapat disebutkan satu persatu.

Penyusun menyadari bahwa masih banyak kekurangan

di

dalam ^penulisan

laporan" oleh karena itu penyusun mengharapl<an saran dan kritik yang bersifat membangun. Penulis

juga

berharap penelitian

ini

dapat berguna ^dalam

memajnkan pengembangan green energl llhususnya energi angin di Indonesia.

Yogyakarta 27 Januari ²⁰

"l

6

/40 t^J

Ismail

v1

vii DAFTAR ISI

Halaman

COVER i

HALAMAN JUDUL ii

HALAMAN PERSETUJUAN iii

PERNYATAAN iv

PRAKATA v

DAFTAR ISI vii

DAFTAR GAMBAR x

DAFTAR TABEL xvi

DAFTAR LAMPIRAN xx

DAFTAR NOTASI DAN SINGKATAN xxi

INTISARI xxiii

ABSTRACT xxiv

BAB I 1

Pendahuluan 1

1.1.Latar belakang 1

1.2.Rumusan dan batasan masalah 5

1.3.Keaslian penelitian 6

1.4.Tujuan penelitian 9

1.5.Manfaat penelitian 9

BAB II 10

Tinjauan Pustaka 10

2.1.Ladang angin di Dunia 10

2.2.Ladang angin di Asia Tenggara 11

2.3.Turbin angin di Indonesia 12

2.4.Potensi energi angin di Indonesia 13

2.5.Potensi energi angin di Purworejo Jawa Tengah 15

2.6.Kemampuan industri nasional 18

viii 2.7.Produsen­produsen turbin angin yang ada di pasar dunia 19

2.8.Studi pendekatan matematika 20

2.9.Studi pendekatan eksperimen 24

BAB III 28

Landasan Teori 28

3.1. Studi pendekatan matematika 29

3.1.1. Pendekatan pemodelan optimasi berdasarkan desain konfigurasi

ladang angin 29

3.1.2. Pendekatan ekonomi ladang angin 35

3.2. Studi pendekatan eksperimen 36

BAB IV 40

Metodologi Penelitian 40

4.1.Metode studi pendekatan matematika 42

4.2.Metode studi pendekatan eksperimen 49

BAB V 54

Hasil Penelitian dan Pembahasan 54

5.1.Hasil dan pembahasan pendekatan matematika 54

5.1.1. Hasil dan pembahasan pendekatan pemodelan optimasi berdasarkan desain konfigurasi ladang angin 54 5.1.1.1. Hasil dan pembahasan perhitungan Enercon E­70/2300 57 5.1.1.2. Hasil dan pembahasan perhitungan Enercon E­82/2300 61 5.1.1.3. Hasil dan pembahasan perhitungan Enercon E­82/3000 64 5.1.1.4. Hasil dan pembahasan perhitungan Enercon E­101/3000 68 5.1.1.5. Hasil dan pembahasan perhitungan Vestas V­80/2000 71 5.1.1.6. Hasil dan pembahasan perhitungan Vestas V­90/1800 75 5.1.1.7. Hasil dan pembahasan perhitungan Vestas V­100/1800 78 5.1.1.8. Hasil dan pembahasan perhitungan Vestas V­112/3000 82 5.1.1.9. Hasil dan pembahasan perhitungan Sinovel SL­89/1500 86 5.1.1.10.Hasil dan pembahasan perhitungan Sinovel SL 3000/113 90

5.1.2. Studi pendekatan ekonomi ladang angin 100

5.1.2.1. Analisis ekonomi berdasarkan skenario 101

ix

5.1.2.2. Analisis resiko 109

5.1.2.3. Analisis sensitivitas 112

5.2.Hasil dan pembahasan studi pendekatan eksperimen 115 5.2.1. Hasil dan pembahasan studi eksperimen untuk desain,

pembuatan dan performansi terowongan angin rangkaian

terbuka 115

5.2.2. Modifikasi terowongan angin 122

5.2.2.1. Simulasi dengan beberapa desain kontraksi dan diffuser 122 5.2.2.2. Hasil pembuatan modifikasi terowongan angin dengan

kontraksi dan diffuser yang paling optimal 134 5.2.3. Hasil dan pembahasan studi pendekatan eksperimen untuk

model ladang angin 135

5.2.3.1. Studi pendekatan eksperimen untuk model ladang angin dengan

posisi turbin non-staggered 137

5.2.3.2. Studi pendekatan eksperimen untuk model ladang angin dengan

posisi turbin staggered 152

BAB VI 163

Kesimpulan dan Saran 163

6.1.Kesimpulan 163

6.2.Saran 164

DAFTAR PUSTAKA 165

LAMPIRAN 171

x DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1.1. Data bauran energi nasional dari tahun 2013 – 2050 (DEN 2014) 1 Gambar 1.2. Data rata­rata kecepatan angin di atas ketinggian 50 m dari tahun

1983 – 1993 di Indonesia (Sinaga 2009) 2

Gambar 2.1. Kapasitas global pembangkit energi angin terpasang (WWEA

2011) 11

Gambar 2.2. Kecepatan angin global Indonesia pada ketinggian 80 m

(Martosaputro & Murti 2014) 13

Gambar 2.3. Lokasi pantai Selatan desa Harjobinangun Purworejo (Map 2013) 15 Gambar 2.4. Data arah angin di Purworejo pada Oktober 2004 – September

2005 (Balitbang 2005) 17

Gambar 2.5. Pembagian pasar produsen turbin angin di dunia pada tahun 2010 berdasarkan kapasitas yang dipasang (Enercon 2014) 19 Gambar 2.6. Skema penempatan turbin angin untuk arah angin yang dominan 20 Gambar 2.7. Layout dari lima hasil studi yang dilakukan oleh : (a) Mosetti, (b)

Grady, (c) Marmidis, (d) Wan, dan (e) Wang 22 Gambar 2.8. Layout dari tiga konfigurasi hasil studi dari optimasi (Mustakerov

& Borissova 2010) 24

Gambar 2.9. Model turbin angin (kiri) dan foto area dari terowongan angin

(kanan) (Cal dkk, (2010)) 25

Gambar 2.10. Model turbin angin (kiri) dan set up ladang angin (kanan)

(Renkema, (2007)) 26

Gambar 3.1. Data potensi kecepatan angin dari 3TIER pada ketinggian 100 m

(3TIER 2013) 28

Gambar 3.2. Skema model wake effects Jensen 32

Gambar 4.1. Diagram alir metode penelitian 40

Gambar 4.2. Diagram alir pendekatan pemodelan optimasi berdasarkan desain

konfigurasi ladang angin 43

Gambar 4.3. Diagram alir pendekatan ekonomi ladang angin 44

xi Gambar 4.4. Diagram alir tahapan­tahapan proses simulasi 46 Gambar 4.5. Dimensi sudu dari posisi yang paling dasar sampai di ujung sudu 50 Gambar 4.6. Skema dari model turbin angin yang digunakan pada studi 50 Gambar 4.7. Terowongan angin setup di seksi uji untuk posisi non-staggered.

(a) Pandangan atas, (b) Pandangan depan, dan (c) Pandangan

samping 52

Gambar 4.8. Terowongan angin setup di seksi uji untuk posisi staggered. (a) Pandangan atas, (b) Pandangan depan, dan (c) Pandangan

samping 53

Gambar 5.1. Distribusi Weibull kecepatan angin di Purworejo selama satu tahun dengan nilai k = 1,74 dan nilai c = 6,93 m/s 56 Gambar 5.2. Kurva daya Enercon E­70/2300 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 58 Gambar 5.3. Kurva koefisien daya Enercon E­70/2300 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 59

Gambar 5.4. Kurva daya Enercon E­82/2300 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 62 Gambar 5.5. Kurva koefisien daya Enercon E­82/2300 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 62

Gambar 5.6. Kurva daya Enercon E­82/3000 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 65 Gambar 5.7. Kurva koefisien daya Enercon E­82/3000 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 66

Gambar 5.8. Kurva daya Enercon E­101/3000 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 69 Gambar 5.9. Kurva koefisien daya Enercon E­101/3000 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 69

Gambar 5.10. Kurva daya Vestas V­80/2000 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 72 Gambar 5.11. Kurva koefisien thrust Vestas V­80/2000 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 73

Gambar 5.12. Kurva daya Vestas V­90/1800 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 76 Gambar 5.13. Kurva koefisien thrust Vestas V­90/1800 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 76

Gambar 5.14. Kurva daya Vestas V­100/1800 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 80

xii Gambar 5.15. Kurva koefisien thrust Vestas V­100/1800 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 80

Gambar 5.16. Kurva daya Vestas V­112/3000 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 84 Gambar 5.17. Kurva koefisien thrust Vestas V­112/3000 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 84

Gambar 5.18. Kurva daya Sinovel SL­89/1500 dengan massa jenis 1,225 kg/m³ 88 Gambar 5.19. Kurva koefisien thrust Sinovel SL­89/1500 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 88

Gambar 5.20. Kurva daya Sinovel SL 3000/113 dengan massa jenis 1,225

kg/m³ 92

Gambar 5.21. Kurva koefisien thrust Sinovel SL 3000/113 dengan massa jenis

1,225 kg/m³ 92

Gambar 5.22. Susunan turbin angin untuk area ladang angin persegi panjang horizontal berukuran Lrow = 4000 m dan Lcol = 1000 m 99 Gambar 5.23. Distribusi probabilitas NPV dengan iterasi 10000 110 Gambar 5.24. Distribusi probabilitas IRR dengan iterasi 10000 111 Gambar 5.25. Analisis sensitivitas untuk nilai rata­rata NPV 113 Gambar 5.26. Analisis sensitivitas NPV terhadap perubahan 113 Gambar 5.27. Analisis sensitivitas untuk nilai rata­rata IRR 114 Gambar 5.28. Analisis sensitivitas untuk persentase perubahan IRR 114

Gambar 5.29. Rancangan desain terowongan angin 116

Gambar 5.30. Foto keseluruhan dari semua pandangan 117 Gambar 5.31. Titik pengambilan data kecepatan angin pada saat di tengah seksi

uji 119

Gambar 5.32. Distribusi kecepatan angin pada seksi uji saat kecepatan angin

2,2 m/s 119

Gambar 5.33. Distribusi kecepatan angin pada seksi uji saat kecepatan angin

5,2 m/s 120

Gambar 5.34. Distribusi kecepatan angin pada seksi uji saat kecepatan angin

6,8 m/s 120

xiii Gambar 5.35. Tiga bentuk desain seksi kontraksi, (a) bentuk 1, (b) bentuk 2,

dan (c) bentuk 3 123

Gambar 5.36. Bentuk desain seksi uji 123

Gambar 5.37. Tiga bentuk desain seksi diffuser, (a) bentuk 1, (b) bentuk 2, dan

(c) bentuk 3 123

Gambar 5.38. Kombinasi terowongan angin bentuk 1 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 1 seksi diffuser 124

Gambar 5.39. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.38 124 Gambar 5.40. Kombinasi terowongan angin bentuk 1 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 2 seksi diffuser 125

Gambar 5.41. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.40 125 Gambar 5.42. Kombinasi terowongan angin bentuk 1 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 3 seksi diffuser 126

Gambar 5.43. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.42 126 Gambar 5.44. Kombinasi terowongan angin bentuk 2 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 1 seksi diffuser 127

Gambar 5.45. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.44 127 Gambar 5.46. Kombinasi terowongan angin bentuk 2 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 2 seksi diffuser 128

Gambar 5.47. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.46 128 Gambar 5.48. Kombinasi terowongan angin bentuk 2 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 3 seksi diffuser 129

Gambar 5.49. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.48 129 Gambar 5.50. Kombinasi terowongan angin bentuk 3 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 1 seksi diffuser 130

Gambar 5.51. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.50 130 Gambar 5.52. Kombinasi terowongan angin bentuk 3 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 2 seksi diffuser 131

Gambar 5.53. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.52 131 Gambar 5.54. Kombinasi terowongan angin bentuk 3 seksi kontraksi, bentuk

seksi uji, dan bentuk 3 seksi diffuser 132

xiv Gambar 5.55. Hasil simulasi intensitas turbulen dari Gambar 5.54 132 Gambar 5.56. Foto modifikasi terowongan angin. (a) Seksi uji, (b) saluran atas

dan (c) saluran bawah 135

Gambar 5.57. Foto setup eksperimen di seksi uji posisi turbin non-staggered.

(a) sisi kiri, dan (b) sisi kanan 137

Gambar 5.58. Profil vertikal dari kecepatan rata­rata terhadap waktu pada jarak downwind z = 1D sampai 8D. (a) Posisi 1 (b) Posisi 2 dan (c)

Posisi 3 139

Gambar 5.59. Profil vertikal dari intensitas turbulen rata­rata terhadap waktu pada jarak downwind z = 1D sampai 8D. (a) Posisi 1 (b) Posisi 2

and (c) Posisi 3 141

Gambar 5.60. Profil melintang dari kecepatan rata­rata terhadap waktu pada jarak downwind z = 1D sampai 8D. (a) Posisi 1 (b) Posisi 2 and

(c) Posisi 3 143

Gambar 5.61. Profil melintang dari intensitas turbulen rata­rata terhadap waktu pada jarak downwind z = 1D sampai 8D. (a) Posisi 1 (b) Posisi

2 and (c) Posisi 3 145

Gambar 5.62. Pengurangan kecepatan centerline sebagai sebuah fungsi dari jarak downwind. Simbol­simbol merupakan data yang diukur;

Garis­garis merupakan prediksi pada Posisi 1, 2 dan 3 dari

persamaan (5.1), (5.2) dan (5.3) 146

Gambar 5.63. Radius wake sebagai sebuah fungsi dari jarak downwind.

Simbol­simbol merupakan hasil­hasil yang diukur, dan garis­

garis merupakan prediksi pada posisi 1, 2 dan 3 dari persamaan

(5.4), (5.5) dan (5.6) 147

Gambar 5.64. Intensitas turbulen centerline sebagai sebuah fungsi dari jarak

downwind dari Posisi 1,2 dan 3 148

Gambar 5.65. Perbandingan daya yang dihasilkan oleh posisi tiap turbin (non-

staggered) 149

Gambar 5.66. Hasil visualisasi eksperimen bentuk aliran vortex akibat dari

turbin upwind (non-staggered) 151

xv Gambar 5.67. Hasil simulasi CFD bentuk aliran vortex akibat dari turbin

upwind (non-staggered) 152

Gambar 5.68. Foto setup eksperimen di seksi uji posisi turbin staggered. (a)

sisi kiri, dan (b) sisi kanan 154

Gambar 5.69. Profil melintang dari kecepatan rata­rata terhadap waktu pada jarak downwind z = 1D sampai 3D. (a) Posisi 1 (b) Posisi 2 155 Gambar 5.70. Pengurangan kecepatan tipline sebagai sebuah fungsi dari jarak

downwind. Simbol­simbol merupakan data yang diukur; Garis­

garis merupakan prediksi pada Posisi 1 dan 2 dari persamaan

(5.8) dan (5.9) 156

Gambar 5.71. Radius wake sebagai sebuah fungsi dari jarak downwind.

Simbol­simbol merupakan hasil­hasil yang diukur, dan garis­

garis merupakan prediksi pada posisi 1 dan 2 dari persamaan

(5.10) dan (5.11) 158

Gambar 5.72. Perbandingan daya yang dihasilkan oleh posisi tiap turbin

(staggered) 159

Gambar 5.73. Hasil visualisasi eksperimen bentuk aliran vortex akibat dari

turbin upwind (staggered) 161

Gambar 5.74. Hasil simulasi bentuk aliran wake akibat dari turbin upwind

(staggered) 161

xvi DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1.1. Rencana pengembangan pembangkit listrik tenaga angin/bayu

(Kementerian ESDM 2011) 3

Tabel 1.2. Penjelasan mengenai peta/posisi penelitian terhadap peneliti

terdahulu 8

Tabel 2.1. Rangkuman data angin di Indonesia 14

Tabel 2.2. Kecepatan rata­rata bulanan hasil pengukuran (Balitbang 2005) 16 Tabel 2.3. Kemampuan Industri Nasional, untuk memproduksi komponen

PLTB (Martosaputro 2013) 18

Tabel 2.4. Hasil perbandingan lima studi 23

Tabel 2.5. Penjelasan mengenai peta/posisi penelitian terhadap peneliti

terdahulu 27

Tabel 5.1. Parameter­parameter turbin angin komersial 55 Tabel 5.2. Hasil perhitungan daya rata­rata keluaran yang dihasilkan untuk

nilai k = 1,74 dan c = 6,93 m/s 56

Tabel 5.3. Data kurva daya dan koefisien daya Enercon E­70/2300 58 Tabel 5.4. Hasil Enercon E­70/2300 untuk area bujur sangkar yang berukuran

Lrow = 2000 m dan Lcol = 2000 m 59

Tabel 5.5. Hasil Enercon E­70/2300 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran Lrow = 4000 m dan Lcol = 1000 m 60 Tabel 5.6. Hasil Enercon E­70/2300 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran L_row = 1000 m dan L_col = 4000 m 60 Tabel 5.7. Data kurva daya dan koefisien daya Enercon E­82/2300 61 Tabel 5.8. Hasil Enercon E­82/2300 untuk area bujur sangkar yang berukuran

L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 63

Tabel 5.9. Hasil Enercon E­82/2300 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 63 Tabel 5.10. Hasil Enercon E­82/2300 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 64

xvii Tabel 5.11. Data kurva daya dan koefisien daya Enercon E­82/3000 65 Tabel 5.12. Hasil Enercon E­82/3000 untuk area bujur sangkar yang berukuran

L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 66

Tabel 5.13. Hasil Enercon E­82/3000 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 67 Tabel 5.14. Hasil Enercon E­82/3000 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran L_row = 1000 m dan L_col = 4000 m 67 Tabel 5.15. Data kurva daya dan koefisien daya Enercon E­101/3000 68 Tabel 5.16. Hasil Enercon E­101/3000 untuk area bujur sangkar yang

berukuran L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 70 Tabel 5.17. Hasil Enercon E­101/3000 untuk area persegi panjang horizontal

yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 70 Tabel 5.18. Hasil Enercon E­101/3000 untuk area persegi panjang vertikal

yang berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 71 Tabel 5.19. Data kurva daya dan koefisien thrust Vestas V­80/2000 72 Tabel 5.20. Hasil Vestas V­80/2000 untuk area bujur sangkar yang berukuran

Lrow = 2000 m dan Lcol = 2000 m 73

Tabel 5.21. Hasil Vestas V­80/2000 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran Lrow = 4000 m dan Lcol = 1000 m 74 Tabel 5.22. Hasil Vestas V­80/2000 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 74 Tabel 5.23. Data kurva daya dan koefisien thrust Vestas V­90/1800 75 Tabel 5.24. Hasil Vestas V­90/1800 untuk area bujur sangkar yang berukuran

L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 77

Tabel 5.25. Hasil Vestas V­90/1800 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 77 Tabel 5.26. Hasil Vestas V­90/1800 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran L_row = 1000 m dan L_col = 4000 m 78 Tabel 5.27. Data kurva daya dan koefisien thrust Vestas V­100/1800 79 Tabel 5.28. Hasil Vestas V­100/1800 untuk area bujur sangkar yang berukuran

L_row = 2000 m dan Lcol = 2000 m 81

xviii Tabel 5.29. Hasil Vestas V­100/1800 untuk area persegi panjang horizontal

yang berukuran Lrow = 4000 m dan Lcol = 1000 m 81 Tabel 5.30. Hasil Vestas V­100/1800 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran L_row = 1000 m dan L_col = 4000 m 82 Tabel 5.31. Data kurva daya dan koefisien thrust Vestas V­112/3000 83 Tabel 5.32. Hasil Vestas V­112/3000 untuk area bujur sangkar yang berukuran

L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 85

Tabel 5.33. Hasil Vestas V­112/3000 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 85 Tabel 5.34. Hasil Vestas V­112/3000 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 86 Tabel 5.35. Data kurva daya dan koefisien thrust Sinovel SL­89/1500 87 Tabel 5.36. Hasil Sinovel SL­89/1500 untuk area bujur sangkar yang berukuran

Lrow = 2000 m dan Lcol = 2000 m 89

Tabel 5.37. Hasil Sinovel SL­89/1500 untuk area persegi panjang horizontal yang berukuran Lrow = 4000 m dan Lcol = 1000 m 89 Tabel 5.38. Hasil Sinovel SL­89/1500 untuk area persegi panjang vertikal yang

berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 90 Tabel 5.39. Data kurva daya dan koefisien thrust Sinovel SL 3000/113 91 Tabel 5.40. Hasil Sinovel SL 3000/113 untuk area bujur sangkar yang

berukuran Lrow = 2000 m dan Lcol = 2000 m 93 Tabel 5.41. Hasil Sinovel SL 3000/113 area persegi panjang horizontal yang

berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 93 Tabel 5.42. Hasil Sinovel SL 3000/113 area persegi panjang vertikal yang

berukuran L_row = 1000 m dan L_col = 4000 m 94 Tabel 5.43. Rangkuman hasil desain konfigurasi ladang angin untuk area bujur

sangkar yang berukuran L_row = 2000 m dan L_col = 2000 m 95 Tabel 5.44. Rangkuman hasil desain konfigurasi ladang angin untuk area

persegi panjang yang berukuran L_row = 4000 m dan L_col = 1000 m 96 Tabel 5.45. Rangkuman hasil desain konfigurasi ladang angin untuk area

persegi panjang yang berukuran Lrow = 1000 m dan Lcol = 4000 m 97

xix Tabel 5.46. Perbandingan hasil optimasi ladang angin dengan peneliti

sebelumnya 100

Tabel 5.47. Nilai­nilai dan asumsi untuk input 101

Tabel 5.48. Aliran dana bebas pada skenario1 103

Tabel 5.49. Aliran dana bebas pada skenario 2 105

Tabel 5.50. Aliran dana bebas pada skenario 3 107

Tabel 5.51. Nilai­nilai dan asumsi untuk input yang mempertimbangkan faktor

resiko 109

Tabel 5.52. Hasil pengukuran pada posisi medium seksi uji dan kecepatan

angin 2,2 m/s 121

Tabel 5.53. Hasil pengukuran pada posisi medium seksi uji dan kecepatan

angin 5,2 m/s 121

Tabel 5.54. Hasil pengukuran pada posisi medium seksi uji dan kecepatan

angin 6,8 m/s 122

Tabel 5.55. Rangkuman hasil simulasi 133

xx DAFTAR LAMPIRAN

Halaman

1. Publikasi ilmiah 171

2. Tahapan proses untuk mendapatkan biaya per satuan energi 174 3. Tahapan­tahapan proses mendapatkan hasil simulasi CFD 181

4. Gambar teknik terowongan angin keseluruhan 191

5. Gambar teknik seksi kontraksi 192

6. Gambar teknik seksi uji 193

7. Gambar teknik seksi diffuser 194

8. Gambar teknik exhaust fan 195

xxi DAFTAR NOTASI DAN SINGKATAN

: Faktor induksi axial, (tanpa dimensi) b : Radius wake, m

: Parameter skala distribusi Weibull, m/s : Faktor kapasitas, (tanpa dimensi)

: Aliran dana masuk, USD : Aliran dana keluar, USD

: Bobot biaya turbin angin, (tanpa dimensi)

:Koefisien thrust turbin, (tanpa dimensi) : Diameter rotor turbin, m

: Energi turbin sebaris selama setahun, MWh : Energi turbin total selama setahun, MWh ℎ : Jumlah jam selama setahun, h

i : Discount rate, (tanpa dimensi) I_t : Intensitas turbulensi, (tanpa dimensi)

: Internal Rate of Return, (tanpa dimensi)

: Parameter bentuk distribusi Weibull, (tanpa dimensi) k : Konstanta, (tanpa dimensi)

: Pembagian jarak searah kolom, (tanpa dimensi) : Pembagian jarak searah baris, (tanpa dimensi) : Panjang ladang angin turbin searah baris, m

: Panjang ladang angin searah kolom, m : Jumlah turbin angin, (tanpa dimensi) n : Konstanta, (tanpa dimensi)

: Jumlah nilai yang diukur, (tanpa dimensi)

: Jumlah turbin angin searah kolom, (tanpa dimensi) : Jumlah turbin angin sebaris, (tanpa dimensi) : Net Present Value, USD

: Daya Desain dari Pabrikan Turbin Angin (kurva daya), MW

xxii : Daya keluaran maksimum untuk satu turbin angin, MW

: Perusahaan Listrik Negara

: Pembangkit Listrik Tenaga Bayu/Angin : Daya keluaran nominal dari turbin angin, MW R : the coefficient of determination, (tanpa dimensi) r : Radius rotor, m

: Radius rotor downstream, m : Radius rotor, m

: Nilai sisa, USD

: Jumlah periode, (tanpa dimensi)

u` : Perbandingan dari root mean square (RMS) dari fluktuasi kecepatan, m : Nilai rata­rata dari kecepatan angin, m/s

: Kecepatan rata­rata terhadap waktu pada aliran wake di centerline, m/s : Kecepatan angin dari hilir turbin, m/s

: Kecepatan angin yang diukur, m/s

: Kecepatan angin tanpa gangguan pada ketinggian hub, m/s : Kecepatan angin dari hulu turbin, m/s

: Kecepatan aliran rata­rata, m/s

: Kecepatan awal turbin menghasilkan daya (cut in wind speed), m/s : Kecepatan operasi maksimum (furling wind speed), m/s

: Kecepatan nominal rata­rata (rated wind speed), m/s z : Jarak downwind dari turbin

: Tinggi hub dari turbin angin, m : Kekasaran permukaan, m

: Entrainment constant, (tanpa dimensi)

: Nilai standar deviasi kecepatan angin, (tanpa dimensi)

xxiii INTISARI

Hasil studi awal energi angin khususnya di daerah pantai Selatan Purworejo selama satu tahun (Oktober 2004 – September 2005) mempunyai potensi kecepatan angin pada ketinggian 100 m dengan nilai parameter bentuk Weibull sebesar 1,74 dan parameter skala Weibull 6,93 m/s. Lokasi penelitian dekat dengan kegiatan industri perikanan dan tempat pelelangan ikan serta dekat dengan jaringan transmisi listrik. Studi untuk pengembangan potensi energi angin menjadi sebuah ladang angin di daerah pantai Selatan Purworejo sangat strategis bagi provinsi Jawa Tengah.

Tujuan menggunakan ladang angin di Purworejo sebagai tempat studi penelitian mempunyai tujuan sebagai berikut (i) menggunakan studi optimasi desain untuk memperoleh desain konfigurasi ladang angin guna memperoleh hasil pemanfaatan energi yang optimal secara teknis dan ekonomis, (ii) menganalisis pengaruh perubahan posisi turbin non-staggered dan staggered terhadap wake effect dan produksi daya, (iii) visualisasi aliran wake dan analisis efeknya terhadap pengurangan daya, (iv) dimungkinkannya studi optimasi desain sebagai alternatif cara untuk pengembangan ladang angin di Indonesia.

Metode yang digunakan di dalam penelitian menggunakan dua metode yaitu studi pemodelan matematika ladang angin dan studi eksperimen. Studi pustaka menggunakan studi pemodelan matematika ladang angin terdiri atas dua bahasan pokok yaitu (i) studi optimasi berdasarkan desain konfigurasi ladang angin, dan (ii) studi ekonomi ladang angin. Studi eksperimen yang dilakukan dengan studi eksperimen model ladang angin dan disertai juga dengan simulasi CFD.

Analisis dan pembahasan hasil yang paling optimal adalah desain konfigurasi ladang angin dengan ukuran luas = 4000 m dan = 1000 m dengan pembagian jarak kxD = 1,7D dan kyD = 8,85D, total jumlah turbin angin 42 yang berdiameter 113 m. Energi total sebesar 198.202,62 MWh pertahun dengan rasio biaya per satuan energinya sebesar 0,000145 (MWh)^­1 dan persentase pengurangan energi sebesar 11%. Hasil studi ekonomi berdasarkan skenario yang mengunakan harga terendah biaya investasi modal sebesar 1700 USD/kW dengan harga jual ke PLN sebesar tertinggi 0,11 USD/kWh lebih menguntungkan untuk diimplementasikan. Studi secara eksperimen pada posisi turbin non-staggered menginvestigasi pengaruh wake effect dan produksi daya di terowongan angin dari susunan turbin angin. Hasil­hasil dari data eksperimen, diusulkan korelasi empiris untuk pengurangan kecepatan centerline, intensitas turbulen dan radius wake. Hasil eksperimen menunjukkan kehilangan daya berkenaan dengan aliran wake dari turbin upwind sebesar 19% ketika jaraknya downwind sebesar 8,85 diameter rotor. Hal ini berbeda dengan hasil secara numerik sebesar 11% pada jarak downwind sebesar 8,85 diameter rotor. Hasil posisi turbin staggered menjadi salah satu solusi ladang angin untuk memanfaatkan area yang terbatas. Hasil studi eksperimen sebagai pendukung dari hasil studi berdasarkan studi pemodelan matematika ladang angin terhadap fenomena secara visual (video) aliran wake yang dihasilkan dengan eksperimen dan persentase pengurangan daya yang terjadi pada eksperimen dapat dibandingkan dengan studi pemodelan matematika ladang angin. Hasil dari penelitian ini dapat dijadikan sebagai alternatif cara untuk pengembangan ladang angin di Indonesia.

Kata Kunci : ladang angin, rasio biaya dan energi, terowongan angin, wake effect, produksi daya.

xxiv ABSTRACT

The initial result of wind energy study conducted in onshore Purworejo in one year (October 2004 ~ September 2005) shows that potential wind speed on the heights of 100 m with the Weibull shape parameter is 1.74 and the Weibull scale parameter is 6.93 m/s. The research is located near fishery industrial activity, fish auction market and transmission network electric. Study for the development of potential wind energy into wind farm in coastal area of South Purworejo is strategic for Central Java Province, Indonesia.

The purpose of using wind farms in Purworejo as a research study has the following objectives:

(i) using a study design optimization to obtain configuration design wind farms in order to obtain the results of the utilization of optimal energy technically and economically, (ii) analyze the effect of changing the position of the turbine non­staggered and staggered to wake effect and power production, (iii) wake flow visualization and analysis of its effect on power reduction, (iv) allowing for design optimization studies as an alternative way for the development of wind farms in Indonesia.

This research applies two methods: mathematical modeling study of wind farm and experimental study. This study uses a mathematical modeling study of wind farm which consists of two principal topics: (i) optimization study based on the design of the wind farm configuration, and (ii) economic study to wind farms. Experimental study which was conducted a model experimental study to wind farms and accompanied by CFD simulate.

Result and discussion concluded that wind farm configuration has optimal design with size = 4000 m and = 1000 m with separation distances kxD = 1,7D dan kyD = 8,85D, 42 turbines with rotor diameter 113 m. Produced total energy about 198.202,62 MWh per year with ratio cost per energy about 0.000145 (MWh)^­1 and deficit energy 11%, it has the most optimal result.The results of the economic study based on a scenario that uses the lowest price the cost of a capital investment of 1700 USD / kW with the selling price to the highest at PLN $ 0.11 / kWh more profitable to be implemented. Experimental studies on non­staggered position in this research aim at investigating the influence of wake effect and power production in wind tunnel of wind turbine arrays. Based on the results of the experiment, empirical relations for the centreline velocity deficit, centreline intensity turbulence and wake radius are proposed. The experiment results show that the power loss is due to the wake flow of upwind turbine about 19% if the downwind distance is about 8.85 rotor diameters. This result is different from numerical result study which shows that 11% at downwind distance is 8.85 rotor diameters. Results turbine staggered position has become one of the solutions to harness wind farms confined areas.Results of experimental studies as a supporter of the study is based on a mathematical modeling study of wind farm from phenomenon of visual (video) wake flow generated by the experiment and the percentage deficit in power that occurred in the experiment can be compared to the mathematical modeling study of wind farm. Results from this study can be used as an alternative way for the development of wind farms in Indonesia.

Keywords: wind farm, ratio cost per unit energy, wind tunnel, wake effect, power production.

1 BAB I

Pendahuluan

Pendahuluan disertasi terdiri dari: (i) latar belakang, (ii) rumusan dan batasan masalah, (iii) keaslian penelitian, (iv) tujuan penelitian, dan (v) manfaat penelitian.

1.1. Latar belakang

Perkembangan teknologi dan kebutuhan energi saat ini yang meningkat, dengan kondisi khususnya di Indonesia dengan meningkatnya harga dan pembatasan bahan bakar minyak, diperlukan teknologi dan pemanfaatan sumber energi baru dan terbarukan. Implementasi teknologi energi angin di Indonesia masih rendah. Pembangkit tenaga angin yang terpasang di seluruh Indonesia sekitar 1,6 MW dalam skala non­komersial (Martosaputro dan Murti, 2014). Data mengenai target bauran energi nasional dari dewan energi nasional dari tahun 2013 sampai 2050 terlihat seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1.1(DEN, 2014). Data menunjukkan kondisi energi nasional pada tahun 2013, penggunaan energi baru dan terbarukan masih kecil sebesar 8%. Data juga memperlihatkan target energi nasional pemerintah pada regulasinya yang terbaru untuk tahun 2025, penggunaan energi baru dan terbarukan sebesar 23%. Data ini menjadi dorongan yang kuat dalam penggunaan energi baru dan terbarukan.

Gambar 1.1. Data bauran energi nasional dari tahun 2013 – 2050 (DEN, 2014)

2

Sumber energi khususnya sumber energi baru terbarukan berdasarkan UU.

No.30/2007 tentang energi, untuk energi baru terdiri dari: Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane), Batubaru Tergaskan (Gasified Coal), Batubara Tercairkan (Liqiufied Coal), Nuklir dan Hidrogen. Sumber energi terbarukan terdiri dari:

Panas Bumi, Bioenergi, Sinar Matahari, Aliran dan Terjunan Air (Hydro), Angin dan Gerakan & Perbedaan Suhu Lapisan Laut (Azahari, 2012).

Potensi energi angin di Indonesia secara keseluruhan rata­rata tidaklah besar, tetapi berdasarkan survei dan pengukuran data angin yang telah dilakukan sejak 1979, banyak daerah yang prospektif karena memiliki kecepatan angin rata­rata tahunan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1.2 (Sinaga, 2009). Data memperlihatkan daerah timur Indonesia memiliki potensi energi angin yang cukup besar.

Gambar 1.2. Data rata­rata kecepatan angin di atas ketinggian 50 m dari tahun 1983 – 1993 di Indonesia (Sinaga, 2009)

Pengembangan energi angin mengenai sektor energi angin dari tahun 2010 sampai dengan 2025 seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1.1 (Kementerian ESDM, 2011). Target dari rencana pengembangan ini menunjukkan kapasitas pembangkit tenaga angin sampai dengan 2025 sangat besar sebesar 256 MW.

Target menunjukkan keseriusan pemerintah dalam pengembangan pembangkit tenaga angin.

3

Tabel 1.1. Rencana pengembangan pembangkit listrik tenaga angin/bayu (Kementerian ESDM, 2011)

Implementasi teknologi turbin angin yang dipasang bersusunan membentuk suatu ladang angin dengan konfigurasi beberapa jenis turbin angin, dan dihubungkan dengan jaringan listrik nasional atau setempat sampai saat ini di Indonesia belum ada. Proyek percontohan pemanfaatan turbin angin baru dilakukan dengan skala terbatas di lokasi yang dihybrid dengan sumber energi lain, seperti panel surya dan diesel generator.

Permasalahan umum yang dihadapi dalam pengembangan dan implementasi teknologi turbin angin, karena belum tersedianya data dan informasi potensi energi angin secara detail, tingginya biaya investasi dan ketersediaan teknologi turbin di pasaran lokal masih terbatas. Teknologi turbin angin yang ada untuk skala menengah dan besar ( > 100 kW), belum mampu dikembangkan secara lokal, terutama untuk skala besar sehingga menggunakan teknologi di luar negeri yang sudah proven dengan harga yang relatif tinggi dan ketergantungan yang tinggi sering menjadi solusi untuk pemanfaatan angin sebagai sumber energi.

Biaya investasi yang relatif tinggi tersebut, harga energi yang dihasilkan dari pemanfaatan turbin angin juga masih relatif mahal dibandingkan dengan harga energi dari pembangkit yang ada. Kondisi ini merupakan salah satu hambatan pengembangan dan pemanfaatan teknologi energi angin yang harus diupayakan solusinya.

Potensi energi angin di Indonesia umumnya terdapat di daerah pantai selatan Jawa memanjang sampai dengan terutama bagian wilayah timur Indonesia. Hasil

4

studi energi angin khususnya di daerah pantai selatan Purworejo dengan titik pengukuran yang di tempatkan pada satu menara yang berisi pencatatan rerata lima detik secara kontinyu dengan durasi setiap periode satu jam selama satu tahun yaitu Oktober 2004 – September 2005 (Balitbang, 2005).

Pengukuran yang telah dilakukan di daerah pantai selatan Purworejo menempatkan anemometer pada tiga ketinggian. Ketinggian anemometer terletak pada 100 m, 80 m dan 60 m, masing­masing ketinggian mempunyai kecepatan rerata tahunan sebesar 6,1 m/s, 5,74 m/s, dan 5,49 m/s. Pengukuran pada ketinggian 6 m dengan meletakkan alat ukur untuk mengukur suhu udara, tekanan udara, serta kelembapan udara masing­masing mempunyai rerata tahunan sebesar 29,18 ⁰C, 1002,4 mbar, dan 81,025 %RH. Arah dominan angin yang dihasilkan oleh anemometer dan wind vane di ketinggian 100 m adalah dari arah tenggara dengan kecepatan angin efektif sebanyak 77,83%, serta arah angin dominan berdasarkan prosentase total waktu terbesar dan total energi terbesar dari arah tenggara dengan prosentase waktu rerata 19,28%. Kecepatan angin di atas menghasilkan rapat daya 289,4 W/m² yang termasuk dalam kategori cukup baik dengan produksi energi angin tahunan 2335,75 kWh/m² (Balitbang, 2005).

Potensi di daerah pantai Selatan Purworejo dekat dengan kegiatan industri perikanan dan tempat pelelangan ikan serta dekat dengan jaringan transmisi listrik (Kamal, 2007).

Diperkirakan jumlah produsen turbin angin di dunia ada sebanyak 162 produsen dan jumlah jenis turbinnya ada sebanyak 1073 turbin (Thewindpower, 2012). Data di atas menunjukkan banyaknya pilihan turbin angin di dalam mendesain ladang angin. Kondisi dengan banyaknya pilihan harus disesuaikan dengan potensi energi angin dan area yang digunakan serta jenis turbin angin yang digunakan. Berdasarkan pada uraian di atas, aspek teknis dan ekonomis perlu diakomodir di dalam penelitian untuk mendapatkan pilihan yang tepat dengan menggunakan optimasi desain konfigurasi ladang angin dan diharapkan dapat menjadi model dasar untuk pengembangan ladang angin secara umum di Indonesia.

5

1.2. Rumusan dan batasan masalah

Rumusan masalah penelitan dibuat berdasarkan penjelasan pendahuluan di atas, pendahuluan di atas menyebutkan bahwa belum adanya ladang angin di Indonesia sehingga dibutuhkan kajian dengan menggunakan studi pemodelan matematika ladang angin dan studi eksperimen mengenai ladang angin di Indonesia.

Batasan masalah yang digunakan di dalam penelitian adalah sebagai berikut.

1. Arah angin diasumsikan dari arah yang dominan dikarenakan data hasil dari pengukuran didominasi dari arah tenggara untuk yang paling dominan, tetapi kedatangan angin dari arah lain ada meskipun tidak banyak.

2. Pengukuran kecepatan angin dilakukan dalam kurun satu tahun, sedangkan beberapa referensi menyebutkan pengukuran sebaiknya satu sampai dua tahun.

3. Perhitungan biaya di dalam optimasi berdasarkan desain konfigurasi ladang angin hanya mempertimbangkan biaya turbin angin.

4. Susunan ladang angin yang digunakan hanya pada posisi turbin angin non- staggered, hal ini dilakukan karena hasil dari peneliti sebelumnya menyebutkan posisi turbin angin non-staggered yang paling optimal.

5. Asumsi harga feed in tariff yang digunakan adalah feed in tariff panas bumi yang telah dikeluarkan oleh pemerintah.

6. Asumsi biaya investasi modal masih menggunakan range nilai dari peneliti sebelumya.

7. Studi eksperimen dengan menggunakan model ladang angin, model tersebut diskala dengan dimensi ukuran yang lebih kecil. Hasil dari eksperimen digunakan sebagai pendukung terhadap fenomena dari hasil studi pemodelan matematika ladang angin.

6

1.3. Keaslian penelitian

Potensi ladang angin di daerah pantai selatan Purworejo Jawa Tengah yang data pengukurannya sudah disampaikan akan dijadikan sebagai lokasi implementasi metode optimasi desain konfigurasi ladang angin. Data potensi angin yang digunakan berada pada ketinggian 100 m, hal ini ditunjukkan pada hasil pengukuran yang mempunyai kecepatan rerata tahunan yang cukup besar yaitu 6,1 m/s. Arah dominan angin yang dihasilkan oleh anemometer dan wind vane di ketinggian 100 m adalah dari arah tenggara dengan kecepatan angin efektif sebanyak 77,83%. Biaya investasi pengembangan dan implementasi teknologi turbin angin di Indonesia masih tinggi serta ketersediaan teknologi turbin di pasaran lokal masih terbatas. Teknologi turbin angin yang ada untuk skala menengah dan besar ( > 100 kW), belum mampu dikembangkan secara lokal, terutama untuk skala besar sehingga menggunakan teknologi di luar negeri yang sudah proven dengan harga yang relatif tinggi dan ketergantungan yang tinggi sering menjadi solusi untuk pemanfaatan angin sebagai sumber energi.

Studi pemodelan optimasi berdasarkan desain konfigurasi ladang angin yang dilakukan dengan menggunakan data parameter bentuk Weibull dan parameter skala Weibull dari potensi kecepatan angin di Purworejo, hal ini berbeda dengan yang dilakukan peneliti terdahulu oleh Mosetti dkk (1994), Grady dkk (2005), Marmidis dkk (2008), Wan dkk (2009), Mustakerov dan Borrisova (2010) dan Wang dkk (2011) yang hanya menggunakan data asumsi kecepatan angin tertentu bukan distribusi data satu tahun. Data turbin angin komersil yang digunakan di dalam studi adalah tiga produsen turbin angin terpilih yang merupakan hasil seleksi dari sepuluh produsen turbin angin terbesar dengan sepuluh tipe, dibandingkan dengan peneliti terdahulu seperti: Mosetti dkk (1994), Grady dkk (2005), Marmidis dkk (2008), Wan dkk (2009), Wang dkk (2011) hanya satu tipe turbin angin dan berbeda sedikit dengan Mustakerov dan Borrisova (2010) yang menggunakan dua produsen dengan sepuluh tipe.

Area yang digunakan di dalam studi sebesar 4 km² dengan tiga konfigurasi luas area yaitu = 2000 m x = 2000 m, = 4000 m x = 1000 m, dan = 1000 m x = 4000 m. Mosetti dkk (1994), Grady dkk (2005),

7

Marmidis dkk (2008), Wan dkk (2009), Wang dkk (2011) hanya menggunakan satu area yaitu = 2000 m x = 2000 m, sedangkan Mustakerov dan Borrisova (2010) menggunakan area yang sama tiga konfigurasi area tetapi di dalam optimasinya tidak menggunakan wake effect. Model wake effects yang digunakan di dalam optimasi adalah model wake effects yang dikembangkan N.O Jensen, model ini banyak digunakan peneliti terdahulu oleh Mosetti dkk (1994), Grady dkk (2005), Marmidis dkk (2008), Wan dkk (2009), Wang dkk (2011). Beberapa metode telah diajukan oleh peneliti terdahulu yaitu genetics algorithms, simulasi Monte­Carlo, analytical approaches, mixed­integer nonlinear, dan lain sebagainya. Namun, metode yang paling tepat untuk setiap kasus belum disepakati, tergantung dari skala sistem dan tujuan pemodelannya. Penjelasan mengenai peta/posisi penelitian terhadap peneliti terdahulu diringkas di dalam Tabel 1.2.

Solusi optimal dari studi pemodelan optimasi berdasarkan desain konfigurasi ladang angin merupakan kompromi biaya ladang angin dan energi turbin angin yang terpasang dengan memilih nilai yang paling minimal biaya per satuan energi yang dihasilkan. Studi ekonomi ladang angin juga dilakukan di dalam penelitian dengan menggunakan tiga analisis yaitu analisis ekonomi berdasarkan skenario, analisis resiko, dan analisis sensitivitas. Studi eksperimen di dalam penelitian dilakukan untuk mendukung fenomena dari hasil studi pemodelan matematika ladang angin, sehingga dimungkinkan tahapan cara penelitian ini sebagai model dasar untuk pengembangan ladang angin secara umum di Indonesia.

8 Tabel 1.2. Penjelasan mengenai peta/posisi penelitian terhadap peneliti terdahulu

No Peneliti (Tahun) Metode optimasi Area Wake effect Kecepatan angin Tipe Turbin angin 1 Mosetti dkk (1994) Genetic Algorithm 2000 m x 2000 m Menggunakan

Wake effect

V = 8 m/s, 12 m/s, 17 m/s

1 tipe

2 Grady dkk (2005) Genetic Algorithm 2000 m x 2000 m Menggunakan Wake effect

V = 8 m/s, 12 m/s, 17 m/s

1 tipe

3 Marmidis dkk (2008) Monte Carlo 2000 m x 2000 m Menggunakan Wake effect

V = 12 m/s 1 tipe 4 Wan dkk (2009) Genetic Algorithm 2000 m x 2000 m Menggunakan

Wake effect

Average V = 12 (Distribusi Weibull)

1 tipe

5 Mustakerov dan Borrisova (2010)

Mixed Integer Nonlinier

2000 m x 2000 m, 4000 m x 1000 m, 1000 m x 4000 m

Tanpa Wake effect

Menggunakan desain daya rated

turbin komersil

2 Produsen (10 tipe)

6 Wang dkk (2011)

Equilateral­Triangle Mesh

2000 m x 2000 m Menggunakan Wake effect

V = 8 m/s, 12 m/s, 17 m/s

1 tipe

7 Penelitian ini (2015)

Mixed Integer Nonlinier

2000 m x 2000 m, 4000 m x 1000 m, 1000 m x 4000 m

Menggunakan Wake effect

Data pengukuran 1 tahun (Distribusi

Weibull)

3 Produsen (10 tipe)

9

1.4. Tujuan penelitian

Tujuan menggunakan ladang angin di Purworejo sebagai tempat studi penelitian mempunyai tujuan sebagai berikut.

1. Menggunakan studi optimasi desain untuk memperoleh desain konfigurasi ladang angin guna memperoleh hasil pemanfaatan energi yang optimal secara teknis dan ekonomis.

2. Menganalisis pengaruh perubahan posisi turbin non-staggered dan staggered terhadap wake effect dan produksi daya.

3. Memvisualisasi aliran wake dan analisis efeknya terhadap pengurangan daya.

4. Dimungkinkannya studi optimasi desain sebagai alternatif cara untuk pengembangan ladang angin di Indonesia.

1.5. Manfaat penelitian

Hasil dari penelitian disertasi diharapkan memiliki manfaat yang dapat diharapkan sebagai berikut.

a. Terdapat cara studi optimasi desain konfigurasi ladang angin guna memperoleh hasil pemanfaatan energi yang optimal secara teknis dan ekonomis.

b. Mengetahui pengaruh perubahan posisi turbin non-staggered dan staggered terhadap wake effect dan produksi daya.

c. Dapat melihat aliran wake dan mengetahui efeknya terhadap pengurangan daya.

d. Studi optimasi desain penelitian ini menjadi alternatif cara untuk pengembangan ladang angin di Indonesia.

10 BAB II

Tinjauan Pustaka

Pembahasan mengenai tinjauan pustaka di dalam disertasi terdiri atas: (i) ladang angin di dunia, (ii) ladang angin di Asia Tenggara, (iii) turbin angin di Indonesia, (iv) potensi energi angin di Indonesia, (v) potensi energi angin di Purworejo Jawa Tengah, (vi) kemampuan industri nasional, (vii) produsen­

produsen turbin angin yang ada di pasar dunia, (viii) studi pemodelan matematika ladang angin, dan (ix) studi eksperimen.

2.1. Ladang angin di Dunia

Pasar pembangkit tenaga angin global sampai 2011 tumbuh lebih dari 10%

pada tahun 2012 dan pembangkit tenaga angin baru mendekati 45 GW.

Pertumbuhan total pembangkit tenaga angin pada tahun 2012 sebanyak 282,5 GW, pertumbuhan kumulatif pasar lebih dari 19%. Pertumbuhan rata­rata sangat baik, meskipun pertumbuhan ini lebih rendah daripada pertumbuhan rata­rata tahunan dalam sepuluh tahun terakhir sebesar 22% (Sawyer dan Raev, 2011).

Data Global Wind Energy Association (GWEA) pada tahun 2012, Cina memiliki kapasitas total terpasang pembangkit tenaga angin paling besar di dunia dengan total 75,3 GW atau setara dengan 26,7% dari total. Amerika menempati posisi kedua dengan kapasitas total terpasang pembangkit tenaga angin sebesar 60,007 GW atau setara dengan 21,2% dari total. Jerman menempati posisi ketiga dengan kapasitas total terpasang pembangkit tenaga angin sebesar 31,308 GW atau setara dengan 11,1 dari total, seperti yang diperlihatkan pada Gambar 2.1.

11

Gambar 2.1. Kapasitas global pembangkit energi angin terpasang (WWEA, 2011)

2.2. Ladang angin di Asia Tenggara

Negara­negara Asia Tenggara seperti Filipina, Thailand dan Vietnam mendorong pengembangan turbin angin, tetapi regulasi dan ketidakpastian ekonomi serta sedikitnya jaringan transmisi menghambat kemajuan di Filipina, yang hanya memiliki satu ladang angin dengan kapasitas 33 MW yang dibangun pada tahun 2009. Thailand mempunyai kapasitas total terpasang untuk pembangkit tenaga angin sebesar 7 MW dan penambahan 2 MW terjadi pada tahun lalu. Kapasitas total terpasang 7 MW ini akan segera didorong dengan rencana pengembangan empat ladang angin dengan total 242 MW.

Pengembangan ladang angin 2 x 90 MW pada tahun 2013 menggunakan turbin angin siemen, yang disebut dengan Huay Bong II dan III, sedangkan konstruksi 90 MW di Thep Sathit Fars telah ditunda berkenaan dengan ketidaksetujuan pemerintah pada lokasi. Thailand mempunyai lokasi dengan potensi angin yang terbaik untuk ditempatkan merupakan area konservasi, yang membuat ijin tanah menjadi lebih komplek. Perencanaan pengembangan proyek energi angin di Thailand meskipun mengalami kendala mentargetkan totalnya 645 MW (Ver­

Bruggen, 2013).

12

Vietnam menargetkan aplikasi pembangkit daya angin mencapai 1 GW pada tahun 2020 dan 6,2 GW pada tahun 2030. Master plan power Vietnam ke VII telah ditetapkan pada tahun lalu dan obligasi EVN (Electricity of Vietnam Group), untuk membeli semua listrik yang dihasilkan oleh pembangkit listrik tenaga angin on-grid. Studi­studi estimasi menyebutkan bahwa Vietnam memiliki potensi energi angin yang bagus. Studi yang dilakukan oleh Bank Dunia menunjukkan bahwa potensi energi angin Vietnam sebesar 521 GW. Studi yang dilakukan oleh EVN juga menyebutkan bahwa Vietnam memiliki potensi energi angin sebesar 1.785 GW (Ver­Bruggen 2013). GIZ proyek energi angin menyebutkan sekitar 42 proyek pembangkit angin berkisar antara 6 MW sampai 150 MW pada tempat yang berbeda pengembangan di Vietnam untuk kapasitas total 3,9 GW.

Perusahaan gabungan energi terbarukan Vietnam pada tahun lalu menyelesaikan tahap pertama ladang angin 120 MW di provinsi Binh Thuan, dengan 201,5 MW turbin yang dikoneksi ke grid yang cukup jauh (Ver­Bruggen, 2013).

2.3. Turbin angin di Indonesia

Implementasi teknologi energi angin di Indonesia masih rendah. Pembangkit tenaga angin yang terpasang di seluruh Indonesia sekitar 1,6 MW dalam skala non­komersial. Implementasi sistem energi angin terbatas di area terpencil dan di pulau­pulau, itupun dipasang dengan frekuensi sebagai bagian dari pengembangan atau proyek penelitian. Area sepanjang pantai utara dan selatan bagian dari pulau jawa, bagian timur pulau Madura, bagian utara dan selatan pulau Sulawesi, dan beberapa bagian pulau Nusa Tenggara telah diaplikasikan turbin angin untuk pembangkit listrik. Implementasi turbin angin kebanyakan menggunakan sistem tunggal dan sistem hibrid tetapi jumlah dan kualitas masih membutuhkan perbaikan untuk pengembangan (Martosaputro dan Murti, 2014).

Kapasitas yang paling besar turbin angin yang dipasang di Indonesia sebesar 100 kW, yang dipasang oleh kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) di Sukabumi Jawa Barat dan Selayar Sulawesi Selatan. Fasilitas pembangkit tenaga angin saat ini yang paling besar dipasang adalah di Nusa Penida Bali dengan kapasitas 735 kW. Fasilitas pembangkit tenaga angin on-grid

13

ini merupakan kerjasama antara pemerintah lokal Klungkung Bali, Kementerian ESDM, dan PT. PLN. Kapasitas total terpasang turbin angin terbesar kedua adalah 240 kW di Sangihe Sulawesi Utara. Instalasi sistem koneksi ke grid ini juga merupakan kerjasama antara Kementerian ESDM dan PT. PLN, di mana pembangkit tenaga angin secara langsung mensuplai jaringan PLN (Martosaputro, 2013).

2.4. Potensi energi angin di Indonesia

Data angin di Indonesia diperoleh dari berbagai pengukuran angin seperti dari Badan Meteorologi Klimatologi dan Geofisika (BMKG) dan pengukuran di tempat yang dilakukan oleh Lembaga Penerbangan dan Aerodinamika Nasional (LAPAN), Winrock International USA, Wind Guard Germany kerjasama dengan pemerintah lokal, Soluziona kerjasama dengan Kementerian ESDM, NipSA Spanyol dan institusi lainnya yang relevan pada beberapa area di Indonesia (Martosaputro dan Murti, 2014).

Gambar 2.2 menunjukkan potensi energi angin di Indonesia dinilai melalui data satelit dari 3TIER. Lokasi potensial diwarnai dengan kuning gelap kecoklatan, itu menunjukkan bahwa sumber energi angin berada di pulau jawa pantai Selatan, bagian tenggara indonesia (NTT, Maluku) dan bagian selatan Pulau Sulawesi. Pulau Sumatera, Kalimantan, dan Papua memiliki sumber daya energi angin yang dapat dimanfaatkan di beberapa tempat (Martosaputro dan Murti, 2014).

Gambar 2.2. Kecepatan angin global Indonesia pada ketinggian 80 m (Martosaputro dan Murti, 2014)

14

Data angin yang dikumpulkan sebanyak 166 lokasi di Indonesia telah diukur potensi energi anginnya (Ver­Bruggen, 2013). Hasilnya menunjukkan bahwa 35 lokasi mempunyai potensi energi angin yang bagus dengan kecepatan energi angin tahunan rata­rata di atas 6 m/s. Hasilnya menunjukkan sebanyak 34 lokasi mempunyai energi angin yang cukup baik untuk dikembangkan, kecepatan energi tahunan rata­ratanya antara 4 – 5 m/s (Martosaputro dan Murti, 2014).

Pengukuran energi angin di Indonesia telah dilakukan lebih dari 15 tahun yang lalu, kebanyakan dilakukan oleh LAPAN seperti yang ditunjukkan pada Tabel 2.1 (Martosaputro, 2013).

Tabel 2.1. Rangkuman data angin di Indonesia Potensi

angin

Kecepatan angin pada 50 m (m/s)

Rapat Daya Angin pada 50 m (W/m²)

Jumlah

Lokasi Provinsi

Jelek 3,0 – 4,0 < 75 84 Maluku, Papua,

Sumba, Mentawai, Bengkulu, Jambi, Nusa Tenggara Timur dan Barat, Sulawesi Utara dan Selatan, Sumatera Utara, Jawa Tengah, DIY, Lampung, Kalimantan

Sedang 4,0 – 5,0 75 – 150 34 Jawa Timur dan

Tengah, DIY, Bali, Bengkulu, Nusa Tenggara Timur dan Barat, Sulawesi Utara dan Selatan

Bagus > 5,0 > 150 35 Banten, DKI, Jawa

Tengah dan Barat, DIY, Nusa Tenggara Timur dan barat, Sulawesi Utara dan Selatan, Maluku Sumber : Data angin LAPAN (2013)

15

2.5. Potensi energi angin di Purworejo Jawa Tengah

Potensi energi angin di Indonesia umumnya terdapat di daerah pantai selatan Jawa memanjang sampai dengan terutama bagian wilayah timur Indonesia, seperti yang diperlihatkan pada Gambar 2.3. Hasil studi karakteristik energi angin khususnya di daerah pantai Selatan Purworejo di desa Harjobinangun, Kecamatan Grabag, Kabupaten Purworejo selama satu tahun untuk lebih lengkapnya dapat dibaca di literatur Balitbang (Balitbang, 2005). Pengamatan dilakukan untuk variabel kecepatan angin, arah angin, temperatur atmosfer, tekanan barometrik dan kelembaban relatif dengan menggunakan sensor dan data logger merk NRG system, yang mampu mengukur sekaligus merekam data sehingga dapat dilakukan analisis secara berkala (Balitbang, 2005). Data angin pada studi berisi pencatatan rerata lima detik secara kontinyu dengan durasi setiap periode satu jam selama satu tahun (Oktober 2004 – September 2005).

Gambar 2.3. Lokasi pantai Selatan desa Harjobinangun Purworejo (Map, 2013)

Lokasi pengukuran data angin berada pada posisi geografis 07⁰49’49,5” LS;

109⁰49’25,6”BT dengan ketinggian permukaan 4 m dari permukaan laut. Lokasi dipasang anemometer yang ditempatkan di tiga ketinggian yaitu pada 100 m, 80 m dan 60 m masing­masing ketinggian mempunyai kecepatan rerata tahunan sebesar 6,1 m/s, 5,74 m/s, dan 5,49 m/s. Ketinggian 6 m diletakkan alat ukur

16

untuk mengukur suhu udara, tekanan udara, serta kelembapan udara masing­

masing mempunyai rerata tahunan sebesar 29,18 ⁰C, 1002,4 mbar, dan 81,025

%RH. Data arah angin pada anemometer dan wind vane di ketinggian 100 m adalah dari arah tenggara dengan kecepatan angin efektif sebanyak 77,83% serta arah angin dominan berdasarkan prosentase total waktu terbesar dan total energi terbesar dari arah tenggara dengan prosentase waktu rerata 19,28%, seperti yang diperlihatkan pada Gambar 2.4, kemudian kecepatan angin tersebut di atas menghasilkan rapat daya 289,4 W/m² yang termasuk dalam kategori cukup baik dengan produksi energi angin tahunan 2335,75 kWh/m² (Balitbang, 2005).

Kecepatan angin rata­rata bulanan dalam satu tahun dapat dilihat pada Tabel 2.2.

Tabel 2.2. Kecepatan rata­rata bulanan hasil pengukuran (Balitbang, 2005)

Bulan

Vrata-rata Bulanan Tinggi 100 m

(m/s)

Vrata-rata Bulanan Tinggi 80 m

(m/s)

Vrata-rata Bulanan Tinggi 60 m

(m/s)

Oktober 5,1 5 4,9

November 4,4 4,3 4,3

Desember 4,3 4,1 4

Januari 4,8 4,5 4,2

Februari 4,9 4 4

Maret 5,9 5,8 5,6

April 6,1 5,5 5,4

Mei 6,4 6 5,7

Juni 6,9 6,6 6,3

Juli 7,6 7 6,9

Agustus 8,5 8 7,1

September 8,2 7,9 7,6

Hasil penelitian di atas di daerah Jawa Tengah tepatnya di pantai selatan Kabupaten Purworejo pada ketinggian 100 m mempunyai potensi angin cukup

17

besar. Hasil penelitian awal menjadi bahan untuk penelitian disertasi untuk melanjutkan penelitian di dalam mengembangkan studi pembangkit listrik tenaga angin skala besar yaitu studi optimasi ladang angin di pantai Selatan Purworejo sangat strategis bagi provinsi Jawa Tengah.

Gambar 2.4. Data arah angin di Purworejo pada Oktober 2004 – September 2005 (Balitbang, 2005)

Pengembangan ladang angin adalah sebuah tugas yang kompleks yang melibatkan berbagai bidang ilmu teknik dan ketrampilan ilmiah (Mustakerov dan Borissova, 2010). Tantangan bagi perancang ladang angin adalah untuk memaksimalkan potensi energi yang ada dengan batasan yang diberikan (White, dkk, 1997; Mustakerov dan Borissova, 2010). Investigasi terhadap energi angin pada dasarnya terdiri atas empat topik utama yaitu (Ettoumi, 2008; Mustakerov dan Borissova, 2010).

1. Pengukuran angin dengan menggunakan alat sensor dan instrumentasi.