Makalah Seminar Kerja Praktek
Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar PT.ADHISATYA Febriansyah/L2F0091021, DR. Ir. Joko Windarto, MT.2 1 Mahasiswa dan 2Dosen Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro Jl. Prof. Sudharto, Tembalang, Semarang, Indonesia Abstrak - Tumbuhnya permintaan energi listrik harus diimbangi dengan pertambahan energi listrik. Saat ini penyediaan tenaga listrik yang bersumber dari energi terbarukan di Indonesia adalah suatu keharusan disebabkan oleh beberapa alasan termasuk adanya keterbatasan energi listrik yang berasal dari fosil untuk memenuhi kebutuhan listrik seluruh rakyat sementara di pihak lain kebutuhan listrik terus mengalami peningkatan yang signifikan seiring dengan peningkatan ekonomi rakyat serta juga adanya ekspansi industri nasional. Di pihak lain,kecenderungan global yang diwarnai oleh meningkatnya kesadaran lingkungan, pentingnya menurunkan emisi gas rumah kaca telah menempatkan sumber energi baru dan terbarukan menjadi pilihan pertama bagi sumber energi primer. Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro merupakan pilihan terbaik dalam banyak aspek dibandingkan dengan jenis-jenis EBT (energi baru dan terbarukan) lainnya sehingga pemerintah berusaha mendorong pemanfaatan potensi PLTH dan PLTMH seoptimal mungkin. Pada kerja praktek mengenai Pembangkit Listrik Mini Hidro diangkat untuk mempelajari bagaimana sistem PLTM itu mengkonversi energi potensial menjadi energi mekanik yang akhirnya menjadi energi listrik, dan hal-hal yang mempengaruhi besarnya pembangitan kapasitas daya PLTM itu sendiri, serta besarnya anggaran biaya suatu usaha di dalam bidang energi
terampil penduduk daerah setempat dengan sedikit latihan. 3. Tidak menimbulkan pencemaran. 4. Dapat dipadukan dengan program lainnya seperti irigasi dan perikanan. 5. Dapat mendorong masyarakat agar dapat menjaga kelestarian hutan sehingga ketersediaan air terjamin. Oleh karena itu penulis dalam kegiatan Kerja Prakteknya mengangkat topik Penentuan Kapasitas Pembangkit dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar yang terletak di Desa Pageruyung, Kecamatan Pageruyung, Kabupaten Kendal, Propinsi Jawa Tengah. 1.2. Tujuan Pelaksanaan Tujuan dari Kerja Praktek ini adalah: 1. Memperkenalkan dan mempelajari Pembangkit Mini Hidro (PLTM) sebagai sumber energi baru dan terbarukan, dimana pembangkitan energi listrik yang dihasilkan dari PLTM berdasarkan debit dan ketinggian (head) air. 2. Pemilihan komponen elektrik dan mekanik dalam perencanaan pembangunan PLTM. 3. Membuat Rancangan Anggaran Biaya (RAB) pembangunan PLTM secara keseluruhan sebagai acuan investasi dalam bisnis jual-beli energi listrik.
Kata Kunci : PLTM, Energi Baru dan Terbarukan, Investasi
I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Listrik merupakan salah satu kebutuhan hidup manusia yang primer sehingga diperlukan suatu pembangkit tenaga listrik yang efisien. Oleh karena itu, diperlukan adanya sumber energi alternatif untuk mengatasi kelangkaan energi tersebut. Pembangkit Listrik tenaga mikro dan minihidro merupakan pilihan terbaik dalam banyak aspek dibandingkan dengan jenis-jenis EBT (energi baru dan terbarukan) lainnya. Dari aspek teknologi, terdapat keuntungan dan kemudahan pada pembangunan dan pengelolaan PLTM dibandingkan jenis-jenis pembangkit listrik lainnya, yaitu: 1. Dibandingkan dengan pembangkit listrik jenis yang lain, PLTMH ini cukup murah karena menggunakan energi alam. 2. Memiliki konstruksi yang sederhana dan dapat dioperasikan di daerah terpencil dengan tenaga
1.3. Pembatasan Masalah Laporan Kerja Praktek yang berjudul Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai Damar. 1. Membahas proses dan kapasitas pembangkitan dalam PLTM 2. Tidak membahas konstruksi sipil dan hidrologi secara mendetail 3. Membahas kapasitas daya terserap hanya untuk mengetahui BEP pada pembangunan PLTM di Sungai Damar
1
II PEMBANGKITAN LISTRIK TENAGA MINI HIDRO 2.1 Umum Klarifikasi air terjun dan kapasitas pembangkit hidro yang dihasilkan adalah sebagai berikut :
2.4 Pelimpah Pelimpah berfungsi sebagai pengaman banjir aliran air. Pelimpah dapat berfungsi jika air telah melampaui batas permukaan tertentu yang disebut full reservoir level (FRL) atau permukaan daya tampung penuh.
Tabel 1 Klarifikasi Tinggi Terjun dan Kapasitas Daya Daya (KW) 5-50 50-500 500-5000
Re ndah 1.5-15 2-20 3-30
Tinggi Te rjun (m) Sedang 15-50 20-100 30-120
Tinggi 50-150 100-250 120-240
2.5 Pipa Bertekanan Pipa berfungsi untuk mengalirkan air dari kolam utama menuju ke turbin sesudah memulai sistem pengangkutan yang dapat berupa kanal, terusan, atau terowongan.
Tabel 2 Definisi Tenaga Air Berdasarkan Kapasitas Daya[1] Istilah
Powe r Output
Pico Hydro Micro Hydro Mini Hydro Small Hydro Full-scale(large) Hydro
<500 W 500 W hingga 100 kW 100 kW hingga 1 MW 1 MW hingga 10 MW >10 MW
Pe rmen ESDM Tahun 2002 < 1 MW 1 MW-10 MW -
2.6 Katup Pipa Saluran Fungsi utama katup pada pipa saluran adalah : Mengatur besarnya aliran yang masuk kedalam pipa Menghentikan aliran sama sekali Mengurangi pemborosan energi dalam keadaan tertentu
2.2 Unit Pembangkit Tenaga Mini Hidro Pembangkit listrik tenaga Minihidro pada prinsipnya memanfaatkan beda ketinggian dan jumlah debit air per detik yang ada pada aliran air saluran irigasi, sungai atau air terjun. Aliran air ini akan memutar poros turbin sehingga menghasilkan energi mekanik. Energi ini selanjutnya menggerakkan generator dan menghasilkan listrik. Skema prinsip kerja PLTMH terlihat pada gambar berikut:
2.7 Pemilihan Turbin[6] Turbin-turbin hidrolik berhubungan erat dengan generator, fungsi utamanya adalah mengubah energi air menjadi energi listrik. Tabe l 3 ciri-ciri turbin hidrolik Turbin
Bentuk
Pelton
Satu pancaran
Francis
Pelahan normal
Kaplan / propeller
N11 (rpm)
Q11 (m/det)
H max (m)
9 – 11 11 – 17 17 – 25 50 – 100 100 – 150 150 - 190 190 – 250 250 – 300 240 – 450 330 – 560 390 – 690
39,8 – 39,4 39,4 – 38,9 38,9 – 37,6 60,8 – 63,6 63,6 – 67,5 67,5 – 72,6 85 – 145 100 – 155 110 – 170 120 – 180 135 – 200
0,007 – 0,011 0,011 – 0,024 0,024 – 0,055 0,1 – 0,35 0,35 – 0,59 0,59 – 0,83 0,93 – 1,22 1,29 – 1,8 1,6 – 2,2 2 – 2,35 2,35 – 2,45
1800 – 1650 1650 – 700 700 – 350 410 – 280 280 – 150 150 - 100 50 35 20 15 6
Pada tahap awal, jenis turbin yang dapat diperhitungkan dengan mempertimbangkan parameter parameter yang khususnya bisa mempengaruhi sistem operasi turbin, bisa dilihat sebagai berikut: a. Faktor tinggi jatuh aliran air efektif (Net Head) dan debit air yang akan dimanfaatkan untuk operasi turbin harus melalui pemilihan jenis turbin. b. Faktor Daya ( Power) yang diinginkan dengan Head dan debit yang tersedia pada aliran sungai. c. Kecepatan (putaran) turbin yang akan di kopelkan pada generator.
Gambar 1 Skema Prinsip Kerja PLTMH[3]
a) b) c) d) e) f) g)
8 daun 6 daun 5 daun 4 daun 3 daun
Ns (rpm)
Weir / Dam Intake Waterways / Power Canal Forebay Penstock Power House Tailrace
2.8 Pemilihan Tipe Generator Perencanaan tenaga yang dihasilkan oleh generator tiga phasa dihitung dengan persamaan
2.3 Saluran Pengalih Sungai Ciri khas saluran pengalihan aliran adalah bahwa air dari sungai dialihkan dari saluran utama melalui saluran pengalih yang dimaksudkan sebagai saluran pembangkit tenaga.
P 3 V I cos
Watt (1)
Dimana : P = tenaga yang dihasilkan generator (Watt) V = tegangan (volt) 2
I = arus (ampere) cos = faktor tenaga
S = daya beban (Kva) VLL = tegangan antar phasa (V) Dalam perencanaan penampang penghantar suatu saluran juga harus memperhatikan beberapa hal lain yaitu toleransi pembebanan, kondisi pasar dan tingkat pertumbuhan beban.
Frekuensi arus yang dihasilkan sama dengan frekuensi putaran rotor (N). Untuk f = 50 Hz,
n
120 f rpm p
(2)
Pada PLTM dimana faktor biaya sangat diperhitungkan, kecepatan putar tinggi harus minimal 500 rpm untuk memperoleh jumlah pasang kutub p yang sedikit.
2.11.2 Tiang Pemilihan jenis tiang dalam perencanaan berdasarkan pertimbangan-pertimbangan : Jumlah tarikan jaringan distribusi Ukuran kawat Sudut belokan jaringan distribusi Ruang bebas (clearence)
Tabe l 4 hubungan jumlah pasang kutub p dengan putaran rotor untuk frekuensi 50 Hz Jumlah pasang kutub p Putaran per menit rpm
1 3000
2 1500
3 1000
4 750
5 600
6 500
Efisiensi generator secara umum adalah :[8] 1. Aplikasi 10 kVA efisiensi 0,7 – 0,8. 2. Aplikasi 10-20 kVA efisiensi 0,8 – 0,85. 3. Aplikasi 20-50 kVA efisiensi 0,85. 4. Aplikasi 50-100 kVA efisiensi 0,85 – 0,9. 5. Aplikasi 100 kVA efisiensi 0,9 – 0,95.
2.11.3 Isolator Isolator digunakan untuk memisahkan bagian-bagian yang bertegangan listrik atau bagianbagian yang bertegangan. Isolator juga memiliki fungsi dari segi mekanik yaitu : 1. Menahan berat dari penghantar. 2. Mengatur jarak dan sudut antara penghantar dengan penghantar. 3. Menahan adanya perubahan kawat akibat perbedaan suhu dan angin.
2.9 Transformator Pada dasarnya transformator distribusi sama dengan transformator daya, hanya berbeda fungsinya. Tegangan transformator daya relatif rendah dibandingkan dengan transformator distribusi.
2.12 Daerah Bebas (Clearance) Daerah bebas adalah jarak minimum kawat penghantar yang diijinkan terhadap suatu obyek tertentu agar tetap dalam batas aman pada berbagai kondisi. Gambar 2 transformator daya
Tabe l 5 span yang diijinkan untuk berbagai macam tiang Tinggi Tiang (m) 11 12 13
2.10 Perencanaan Jaringan Ada lima tahap perencanaan jaringan distribusi, yaitu: 1. Survei 2. Staking 3. Studi kelayakan 4. Pembuatan gambar rencana 5. Penyusunan anggaran biaya
Tabe l 6 jarak bebas terhadap fasilitas umum dan jalan Keterangan Rel kereta api Jalan umum / reklame Jalan masuk rumah
Tegangan jaringan 220 / 380 volt 14,4 Kv (1 phasa) 24,9 Kv
JTM (m) 12,5 11 11
Horisontal (m) 1,5 2,5 3,0
Vertikal (m) 2,5 2,5 3,0
2.13 Metode Analisa Kelayakan (Evaluasi Proyek) Evaluasi Proyek, juga dikenal sebagai studi kelayakan proyek (atau studi kelayakan bisnis pada proyek bisnis), merupakan pengkajian suatu usulan proyek (atau bisnis), apakah dapat dilaksanakan (go project) atau tidak (no go project).
3 V LL
I
Kawat netral (m) 11 9 9
Tabe l 7 jarak bebas terhadap gedung
2.11 Komponen Jaringan Distribusi 2.11.1 Penghantar Ukuran penghantar dipilih berdasarkan : Arus beban Arus beban dapat dihitung dengan persamaan : (3) S I Dimana :
Span yang diizinkan (m) 40 – 65 65 – 90 90 – 100
= arus beban (A) 3
BAB III PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK MINI HIDRO DI SUNGAI DAMAR 3.1 Ringkasan Komponen Teknis PLTM 1.
Bend ung Tipe, Material Konstruksi : Bend ung tetap , Mercu Bulat, pasangan batu kali dan beton bertulang a. Panjang Bendung : 52,15 m b. Tinggi Mercu :1 m c. Lebar Bendung : 31 m 2. Bangunan Pengamb ilan dan Saluran Penghantar a. Tipe Bangunan Pengamb il: Pintu geser dengan Saringan Sampah b. Tipe Saluran : Saluran Terbuka c. Dimensi Saluran : 3,1 m Penampang Atas d. Tinggi Jagaan Saluran : 0,5 m 3. Kolam Pengendap Pasir a. Tipe, bentuk : Saluran Terbuka b. Tinggi Jagaan : 0,5 m c. Konstruksi : Pasangan Batu Kali dan Cor Beto n 4. Bak Penenang a. Tipe : Bak Terbuka b. Konstruksi : Pasangan Batu Kali dan Beton Bertulang, dengan penyaring sampah c. Tinggi Jagaan: 0,8 m 5. Pintu Pengamb ilan Pipa Pesat a. Tipe : Go verno r 6. Pipa Pesat a. Tipe, Material : Mild Steel b. Diameter Dalam : 1,8 m c. Panjang : 630 m 7. Gedung Sentral Tipe Material Konstruksi : Beton Bertulang 8. Saluran Pembuang a. Tipe, Material : Saluran Terbuka, Pasangan Batu Kali b. Dimensi : 1,5 m Penampang Atas 9. Turbin dan Generator a. Tipe Turb in : Cross Flow b. Kapasitas Outp ut Turb ine max : 2,073 kW c. Generator : Syncronous Horizontal d. Kapasitas Outp ut Generator max : 1.920 kW 10. Transformator a. Tipe : Onan ( outdoor ) b. Kapasitas : 2500 kVA 11. Jaringan Transmisi a. Tegangan : 20 Kv b. Jarak jaringan ke PLN : ± 300 m c. Jenis Penghantar : Konduktor AAAC
Gambar 3 Lokasi PLTM Peta Jawa Tengah
Gambar 4 Peta Rupa Bumi (Lokasi PLTM Damar)
Gambar 5 Lokasi Bendungan
Gambar 6 Lokasi power house
3.3 Hidroligi Grafik flow duration curve perlihatkan di pada gambar berikut :
seperti
di
3.2 Lokasi Proyek Lokasi PLTM Damar direncanakan berada di wilayah Daerah Aliran Sungai Damar, Kabupaten Kendal. Secara Administratif PLTMH Damar berada di Desa Gebangan, Kecamatan Pageruyung, Kabupaten Kendal. Batas Administratif a. b. c. d.
Utara :Desa Pager Gunung, Kecamatan Pagerruyung Timur :Desa Kalibareng, Kecamatan Patean Selatan :Desa Tambahrejo, Kecamatan Pagerruyung Barat :Desa Surokonto Wetan, Kecamatan Pagerruyung
Gambar 7 Grafik Probabilitas Debit Aliran Sungai Damar
Dari grafik durasi aliran air pada Sungai Damar didapatkan grafik debit air Sungai Damar selama satu tahun seperti gambar berikut: 4
Gambar 8 Grafik Debit Aliran Sungai Damar Sepanjang Tahun
Dari gambar Flow Duration Curve diatas diperoleh nilai debit yang mengaliri bendung PLTM sebagai berikut : Debit Maximum : 4,9 m3 / dtk Debit Rata- rata : 2,2 m3 / dtk Debit Minimum : 450 lt / dtk
Gambar 9 Bagian-bagian dari turbin mikrohidro
4.1.1.1 Tingkat Efisiensi Turbin Total efisiensi turbin crossflow mini dengan ketinggian yang kecil adalah 84% sepanjang aliran. Efisiensi maksimum dari turbin menengah dan besar dengan Ketingian yang besar, adalah 87%.
BAB IV KAPASITAS PEMBANGKITAN DAN RANCANGAN ANGGARAN BIAYA PEMBANGUNAN PLTM Kapasitas pembangkitan PLTM pada dasarnya bergantung dengan ketersediaan energi primer, dalam hal ini pembangkit yang digunakan ialah jenis pembangkit run of river. Besarnya daya yang dibangkitkan bergantung dengan debit dan ketinggian jatuhnya air. Semakin besar debit dan tinggi jatuhnya air maka semakin besar energi potensial dan semakin besar pula daya yang dihasilkan sesuai dengan persamaan. P = 9,8 x Q x h x η (9) Dimana, P = Daya yang dihasilkan (W) Q = Debit air (lt/s) H = Ketinggian jatuh air (m) η = efisiensi turbin
Gambar 10 Kurva Efisiensi Turbin Cross Flow
4.1.1.2 Daya turbin Besarnya daya pada PLTMH Damar pada keadaan debit maksimum adalah sebagai berikut : P=gxQ xHx P = 9,81x4,5x135x0,87 P = 5184,83 KW Sedangkan pada saat debit minimum adalah : P = 9.81xQxHxη P = 9,81x0,45x135x0,87 P = 518,5 KW Jika probabilitas debit air yang di ambil ialah sekitar 60% dengan debit 1,8 m3/s sebagai debit andalan, maka daya yang dibangkitkan ialah sebesar, P=gxQxHxη P = 9,81x1,8x135x0,87 P = 2073,93 KW
4.1 Penentuan Komponen Mekanik dan Elektrik PLTM 4.1.1 Turbin Turbin adalah sebuah mesin berputar yang mengambil energi dari aliran fluida. Turbin sederhana memiliki satu bagian yang bergerak, "asembli rotorblade/runner". Tabe l 8 Karakteristik PLTM Damar Jenis turbin Turbin Crossflow Horizontal Shaft Gross Head 144 m Net Head 135 m Debit maksimum 1,8 m3/det. Debit Optimum 1,8 m3/det. Debit minimum 0,45 m3/det Daya poros turbin 2,073 KW Daya output 1,920 KW generator
4.1.2
Generator Tipe generator yang akan dipergunakan di PLTMH Damar adalah generator sinkron horizontal shaft dengan putaran sebesar 1000 rpm. 5
Tabel 9 Spesifikasi Generator PLTMH Damar
Arus beban nol Kelas isolasi temperatur T ingkat kebisingan Dimensi - Panjang - lebar - tinggi Volume oli Berat inti dan belitan Berat total HV/ LV
Gene rator 3 2454 KVA 0,4 KV 1000 rpm 2193 rpm 0,9 50 Hz 5% Tanpa sikat dengan self-excited H/F
Type Kapasitas (KVA) Tegangan (KV) Putaran (rpm) Overspeed (rpm) Faktor daya Frekwensi (Hz) Variasi tegangan Sistem eksitasi Kelas isolasi
Dimana:
(10)
N = Perputaran Generator (rpm) f = Frekuensi (Hz) P = Jumlah kutub
= 1866,54/0,9 = 2073,93 kVA
Sehingga,
Dengan memberikan pembebanan trransformator sebesar ±80% dari nilai nominal transformator sehingga, S = 2073,93/0,8 = 2592,41 kVA ≈ 2500 kVA
P= =
= 6 kutub
Besarnya daya keluaran generator pada PLTM Damar pada keadaan debit probabilitas sekitar 60% adalah sebagai berikut : P = g x Q x H x ηt x ηg P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9 P = 1866,54 KW Sedangkan pada saat debit minimum adalah : P = g x Q x H x ηt x ηg P = 9,81x0,45x135x0,87x0,9 P = 466,65 KW Arus generator dari daya yang dihasilkan oleh generator tiga phasa dihitung dengan persamaan : I=
√
4.2 Kapasitas Daya Netto dan Energi Asumsi beban transformator dalam keadaan penuh, sesuai dengan name plate transformator sebesar 98,55%. Sehingga daya keluaran yang siap dikirim dapat dihitung dengan persamaan, P = g x Q x H x t x gxtr (14) P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9 x 0,9855 P = 1839,47 KW Arus maksimum yang keluar pada sisi sekunder sebesar dengan menggunakan persamaan (11),
(11)
P 3 V I cos
I=
I=
√
,
,
, ,
√
= 59 A
= 3025,54 A Tabe l 11 Daya Keluaran PLTM Damar Flow ra te % Output (kW) Flow ra te m3/s Efisie nsi turbin Efisie nsi ge ne rator Efisie nsi tansformator
4.1.3 Transformator Tabe l 10 Detail Transformator pada PLTMH Damar Kapasitas Tegangan sisi primer Tegangan sisi sekunder Vektor grup Sistem Pendingin Temperatur minyak Temperatur belitan Rugi besi Rugi Tembaga Jumlah rugi total Efisiensi beban penuh Impedansi tegangan
∅
√
∅
I= ,
2300 mm 1440 mm 2232 mm 1350 liter 1975 kg 5385 kg 20/ 0,4 kV
Besaran nilai nominal dari transformator menggunakan satuan VA sehingga daya dari hasil keluaran generator kW di ubah menjadi kVA dengan persamaan, P = S cos Ø (12) Sehingga, S = P/cos Ø (13)
Pada generator sinkron PLTM Damar menggunakan kecepatan 1000 rpm sehingga kutup dalam generator berjumlah, N=
1,8 % A 62 DB
2500 kVA 0,4 kV 20 kV Yyn0 ONAN 60⁰C 65⁰C 3000 watt 33800 watt 36800 watt 98,55 % 7%
100 % 1839,47
90 % 1655,53
60 % 1086,33
50 % 895,94
25 % 428,55
1,8
1,62
1,08
0,9
0,45
0,87
0,87
0,87
0,87
0,85
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9855
0,9855
0,97
0,96
0,94
Prediksi dan asumsi dalam satu tahun PLTM dapat bekerja dengan debit 50% (0,9 m3/s) sehingga berdasarkan gambar 8, grafik debit aliran Sungai 6
Damar, PLTM akan tidak bekerja pada bulan ke 7-9 karena masuk pada musim kemarau dan tidak adanya ketersediaan air untuk membangkitkan energi listrik. Sehingga dalam satu tahun energi minimal yang dihasilkan dengan persaamaan: E=Pxt (15) Dimana :
3. Lain-lain Total pengeluaran
4.3.1.4 Penyusutan dan Nilai Residu 1. Residu Investasi awal = Rp 20.969.820.025,Nilai residu = 10% x Rp 20.969.820.025,= Rp 2.096.982.002,2. Penyusutan residu Penyusutan = Investasi
E = Energi Listrik (kWh) P = Daya (W) t = waktu (jam)
sehingga,
20
E = 895,94 x 9 bulan = 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh sedangkan nilai KHA pada jaringan dalam keadaan normal yaitu sebesar: I=
I=
, √
,
20.969.820
.025,00
- 2.096.982. 20
4.3.2 Penilaian Investasi 4.3.2.1 Net Present Value (NPV) NPV adalah merupakan selisih antara benefit (penerimaan) dengan cost (pengeluaran) yang telah dipresent-valuekan. Perhitungan faktor diskonto (DF) : Diketahui : i (tingkat suku bunga) = 10 %
= 59 A
Penghantar yang digunakan 3 x 240 mm2 + N 70 mm dengan KHA maksimum 630 A[11]. 2
1 (1+i) n
1
4.3 Teknoekonomi Perencanaan PLTM pada Potensi Sungai Damar 4.3.1 Performa Cash Flow Penyusunan proforma cashflow menggunakan asumsi (tingkat inflasi = 4 %; suku bunga = 10%; Kenaikan tarif listrik per tahun = 2 %; umur ekonomis pembangkit = 20 tahun; pajak = 30 %
Tahun ke-0 =
4.3.1.1 Investasi Awal
Cash Flow tahun pertama sebesar:
Keterangan Pradesain Pekerjaan Bangunan Sipil Peralatan Jaringan 20 kV Sistem Proteksi, Pengukuran, Switching, Peralatan Tambahan Jumlah PPN 10 % Jumlah + PPN
= (1+0,10) 0 = 1
Benefit = (0+0) x 1 = 0 (belum memperoleh benefit) Tahun ke-1 =
1 (1+i) n
1
= (1+0,10) 1 = 0.909090909
Benefit = (Rp 3,263,151,440.00 +Rp 943,641,900.00) x 0.909090909 = Rp 3,824,357,581.82 Cost = (Rp 42,000,000.00 + Rp 943,641,900.00 + Rp 683,252,862.00) x 0.909090909 = Rp 1,517,177,056.36
Tabe l 12 Estimasi Total RAB Item A B C D E
002,00
= Rp 943.641.900,-
∅
√
= 12 x Rp 1.000.000,00 = Rp 12.000.000,00 = RP 42.000.000,00/th
= Rp 3,824,357,581.82 - Rp 1,517,177,056.36 = Rp 2,307,180,525.45
Total 210.000.000,9.864.000.000,8.662.327.000,157.651.750,169.494.000,-
Tabe l 13 Present Value Tahun 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Jumlah
19.063.472.750,1.906.347.275,20.969.820.025,-
Total anggaran biaya pada pembangunan PLTM Damar adalah sebesar Rp 20.969.820.025,4.3.1.2 Penerimaan Dengan mengasumsikan kapasitas daya PLTM yang terserap pada beban ialah sebesar 85,68 % sehingga pendapatan dalam satu tahun sebesar;
Benefit 3,824,357,581.82 3,530,625,098.18 3,259,672,921.24 3,009,715,397.40 2,779,108,457.32 2,566,338,253.57 2,370,010,721.46 2,188,841,987.14 2,021,649,553.34 1,867,344,198.87 1,724,922,533.46 1,593,460,154.13 1,472,105,354.01 1,360,073,338.34 1,256,640,906.37 1,161,141,561.03 1,072,961,011.66 991,533,037.73 916,335,684.26 846,887,761.93 39,813,725,513.26
Present Value (Rp) Cost 20,969,820,025.00 1,517,177,056.36 1,396,404,686.48 1,285,381,816.27 1,183,310,604.19 1,103,472,678.95 1,003,156,980.87 923,787,893.67 850,787,381.87 783,637,341.08 721,862,381.08 665,026,259.53 612,728,616.97 564,601,987.40 520,309,060.88 479,540,176.70 442,011,027.48 407,460,556.22 375,649,029.98 346,356,275.06 412,890,963.94 36,565,372,799.99
Cash Flow (20,969,820,025.00) 2,307,180,525.45 2,134,220,411.70 1,974,291,104.98 1,826,404,793.21 1,675,635,778.37 1,563,181,272.71 1,446,222,827.79 1,338,054,605.28 1,238,012,212.26 1,145,481,817.79 1,059,896,273.93 980,731,537.16 907,503,366.61 839,764,277.46 777,100,729.67 719,130,533.55 665,500,455.43 615,884,007.75 569,979,409.19 433,996,797.98 3,248,352,713.28
Total benefit yang didapatkan selama 20 tahun ialah sebesar Rp 39.813.725.513,26 sedangkan cost total selama 20 tahun sebesar Rp 36.565.372.799,99 sehingga NPV yang didapatkan sebesar Rp 3.248.352.713,28., jadi nilai NPV bernilai positif (NPV>0).
85,68 % x 656 x 895,94 x 6480 = Rp 3.263.151.440,4.3.1.3 Pengeluaran atau biaya bulanan 1. Biaya operasional = 12 x Rp 1.000.000,00 = Rp 12.000.000,00/th 2. Gaji = 12 x Rp 1.500.000,00 = Rp 18.000.000,00/th 7
Tabe l 16 Net Present Value dengan tingkat bunga kedua
4.3.2.2 Benefit Cost Ratio (BCR) Perhitungan Benefit Cost Ratio (BCR) adalah sebagai berikut :
BCR=
Tahun 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
∑N k=0 Bk Rp 39.813.725.513,26 = = 1,089 Rp 36.565.372.799,99 ∑N k=0 C k
4.3.2.3
Break Even Point (BEP) Dengan suku bunga 10% maka didapatkan table perhitungan akumulasi pendapatan dan penerimaan seperti berikut: Tabe l 14 Akumulasi pendapatan dan penerimaan Tahun 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Cash in 0.00 3,824,357,581.82 7,354,982,680.00 10,614,655,601.24 13,624,370,998.65 16,403,479,455.97 18,969,817,709.55 21,339,828,431.01 23,528,670,418.15 25,550,319,971.49 27,417,664,170.36 29,142,586,703.82 30,736,046,857.95 32,208,152,211.96 33,568,225,550.30 34,824,866,456.67 35,986,008,017.69 37,058,969,029.35 38,050,502,067.08 38,966,837,751.34 39,813,725,513.26
Kumulatif (Rp) Cash Out 20,969,820,025.00 22,486,997,081.36 23,883,401,767.84 25,168,783,584.11 26,352,094,188.31 27,455,566,867.26 28,458,723,848.13 29,382,511,741.80 30,233,299,123.67 31,016,936,464.74 31,738,798,845.82 32,403,825,105.35 33,016,553,722.32 33,581,155,709.72 34,101,464,770.60 34,581,004,947.30 35,023,015,974.78 35,430,476,531.00 35,806,125,560.98 36,152,481,836.04 36,565,372,799.99
Net Cash Flow -(20,969,820,025.00) -(18,662,639,499.55) -(16,528,419,087.84) -(14,554,127,982.87) -(12,727,723,189.66) -(11,052,087,411.29) -(9,488,906,138.58) -(8,042,683,310.79) -(6,704,628,705.52) -(5,466,616,493.25) -(4,321,134,675.46) -(3,261,238,401.53) -(2,280,506,864.37) -(1,373,003,497.76) -(533,239,220.30) 243,861,509.37 962,992,042.92 1,628,492,498.35 2,244,376,506.10 2,814,355,915.30 3,248,352,713.28
Tabe l 17 Hasil Evaluasi Proyek Paramete r Evaluasi Net Present Value Benefit Cost Ratio Break Even Point Internal Rate of Return
Present Value I
2,537,898,578.00 2,582,406,698.16 2,627,781,460.72 2,674,039,257.74 2,721,196,771.46 2,769,270,978.66 2,818,279,154.92 2,868,238,879.04 2,919,168,037.33 2,971,084,828.08 3,024,007,765.89 3,077,955,686.17 3,132,947,749.51 3,189,003,446.16 3,246,142,600.46 3,304,385,375.32 3,363,752,276.64 3,424,264,157.80 3,485,942,224.07 5,016,695,438.44 Jumlah Net Present Value
2,307,180,525.45 2,134,220,411.70 1,974,291,104.98 1,826,404,793.21 1,689,649,099.64 1,563,181,272.71 1,446,222,827.79 1,338,054,605.28 1,238,012,212.26 1,145,481,817.79 1,059,896,273.93 980,731,537.16 907,503,366.61 839,764,277.46 777,100,729.67 719,130,533.55 665,500,455.43 615,884,007.75 569,979,409.19 745,699,810.66 24,543,889,072.23 3,574,069,047.23
Hasil Perhitungan
Kriteria Ke layakan Proyek
Rp. 3,248,352,713.28
NPV > 0
1,089
BCR > 1
14,32 tahun
BEP < umur ekonomis proyek
12 %
IRR > 0
Hasil perhitungan NPV pada tingkat suku bunga 10 % diperoleh sebesar Rp 3,248,352,713.28. Berdasarkan kriteria kelayakan proyek yang mengharuskan NPV dan IRR> 0, Selain itu BCR >1 dan Nilai BEP sebesar 14,68 tahun sehingga proyek ini dapat mencapai titik impas sebelum umur ekonomis proyek, sehingga proyek pembangunan PLTM ini layak.
Tabe l 15 Net Present Value dengan tingkat bunga pertama Net Cash Flow
2,245,927,945.13 2,022,403,240.79 1,821,184,367.78 1,640,038,355.32 1,476,956,585.52 1,330,132,158.53 1,197,939,551.85 1,078,916,340.13 971,746,765.72 875,246,971.65 788,351,727.85 710,102,499.17 639,636,718.56 576,178,143.34 519,028,184.65 467,558,111.31 421,202,039.58 379,450,629.24 341,845,414.49 435,360,342.72 19,939,206,093.33 -1,030,613,931.67
4.4 Hasil Evaluasi Proyek Setelah dilakukan evaluasi proyek diperoleh hasil sebagai berikut :
4.3.2.4 Internal Rate of Return (IRR) Melalui metode perhitungan i1= 10% menghasilkan NPV1 positif dan i2= 13% menghasilkan NPV2 negatif. Rincian perhitungan Internal Rate of Return (IRR) dapat dilihat pada tabel berikut : Discount faktor 10% 1 0.909090909 0.826446281 0.751314801 0.683013455 0.620921323 0.56447393 0.513158118 0.46650738 0.424097618 0.385543289 0.350493899 0.318630818 0.28966438 0.263331254 0.239392049 0.217629136 0.197844669 0.17985879 0.163507991 0.148643628
Present Value II
2,537,898,578.00 2,582,406,698.16 2,627,781,460.72 2,674,039,257.74 2,721,196,771.46 2,769,270,978.66 2,818,279,154.92 2,868,238,879.04 2,919,168,037.33 2,971,084,828.08 3,024,007,765.89 3,077,955,686.17 3,132,947,749.51 3,189,003,446.16 3,246,142,600.46 3,304,385,375.32 3,363,752,276.64 3,424,264,157.80 3,485,942,224.07 5,016,695,438.44 Jumlah Net Present Value
3,574,069,047.23 IRR 10 13% 10% 12% 3,574,069,047.23 1,030,613,931.67
BEP = 14 + 0,68 = 14,68 tahun
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Net Cash Flow
Nilai IRR adalah sebagai berikut :
Rp 533,239,220.30 x= = 0,68 Rp 777.100.729,60
Tahun
Discount faktor 13.00% 1 0.884955752 0.783146683 0.693050162 0.613318728 0.542759936 0.480318527 0.425060644 0.376159862 0.332884833 0.294588348 0.260697653 0.230705888 0.204164502 0.180676551 0.159890753 0.141496242 0.125217913 0.110812312 0.098063993 0.086782295
BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan 1. PLTM (Pembangkit Mini Hidro) termasuk ke dalam jenis pembangkit run off river karena memanfaatkan aliran Sungai Damar untuk membangkitkan tenaga listrik dan besarnya daya yang dibangkitkan pada PLTM bergantung dengan besarnya ketinggian jatuhnya air dan debit air. 2. Daya yang dibangkitkan pada PLTM Damar sebesar 1886,54 kW, tegangan output 0,4 kV dan arus 3025,54 A dengan efisiensi turbin dan 8
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
generator sebesar 0,87 dan 0,9. Sedangkan daya netto yang dihasilkan PLTM di Sungai Damar ialah sebesar 1839,47 kW dengan efisiensi transformator 98,55%. Kapasitas transformator daya yang digunakan sebesar 2500 kVA (0,4/20 kV) dengan pembebanan ±80% dari kapasitas transformator. Penghantar yang digunakan ialah jenis bare konduktor dengan ukuran 240mm2 dengan KHA maksimal jaringan 630 A dan KHA normal pada JTM PLTMH ialah sebesar 59 A dengan tegangan 20 kV. Total energi listrik dalam satu tahun yang dihasilkan pada acuan debit 0,9 m3/s adalah sebesar 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh. Total anggaran biaya yang dibutuhkan dalam pembangunan PLTM di Sungai Damar, Kabupaten Kendal sebesar Rp 20,969,820,025.Net Persent Value pada proyek PLTM di Sungai Damar sebesar Rp 3,248,352,713.28 dengan umur efektifitas pembangkit 20 tahun. BEP yang dicapai pada pembangunan PLTM di Sungai Damar selama 14,68 tahun dengan suku bunga 10%. Berdasarkan nilai parameter evaluasi proyek di dapatkan nilai NPV dan IRR lebih besar dari 0 (nol), BCR > 1 dan BEP di bawah umur ekonomis proyek sehingga PLTM layak untuk dibangun di Sungai Damar.
[2]
[3]
[4]
[5]
[6] [7] [8]
[9] [10]
[11]
Gulliver, Jhon S. dan Roger E.A. Arndt, Hydropower Engineering Handbook, McGraw-Hill Inc., USA, 1991. Muzaqi, Ahmad et.al, Rancang Bangun Simulasi Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) Dengan Turbin Pelton, Tugas Akhir, Politeknik Negeri Semarang, Semarang, 2002. Otto Ramadhan, Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro dengan Memanfaatkan Kecepatan Aliran Sungai, Tugas Akhir, UNDIP Semarang, 2005 Harsanto Tri, Pemetaan Potensi dan Perencanaan Pembangkit Mikrohidro di Wilayah Jawa Tengah, Tugas Akhir, UNDIP Semarang, 2003 Arismunanadar, Wiranto, Penggerak Mula Turbin, edis kedua, ITB, Bandung, 1988. http://www.cink-hydro-energy.com/id/turbinhidro, diakses tanggal 9 Juni 2012 IMIDAP(Integrated Microhydro Development and Application Program),Pedoman Studi Kelayakan Mekanikal Elektrikal, ESDM, 2009 Sulasno, Pusat Pembangkit Tenaga Listrik, edisi pertama, Satya Wacana, Semarang, 1990. PT. PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA TENGAH & D.I. YOGYAKARTA, Pedoman Standar Konstruksi 2008. PT. PLN (PERSERO) PUSAT PENDIDIKAN DAN PELATIHAN, Konstruksi Jaringan Distribusi Tegangan Menengah.
BIODATA Febriansyah/L2F009102 dilahirkan di Jakarta 09 Februari 1991. Telah menempuh pendidikan mulai dari TK Eka Ria Kebon Jeruk, SDN 08 Kebon Jeruk, SMPN 75 Jakarta, SMAN 74 Jakarta dan sekarang menempuh pendidikan di Universitas Diponegoro, Fakultas Teknik, Jurusan Teknik Elektro konsentrasi Teknik Ketenagaan Listrik.
5.2 Saran Saran yang dapat disampaikan penulis untuk pembaca adalah sebagai berikut : 1. PLTM merupakan jenis energi yang baru dan terbarukan sehingga diharapkan pengembangan dan pembangunan PLTM dapat dioptimalkan oleh siapapun baik pihak swasta maupun pemerintah. 2. Penelitian PLTM lebih dikembangkan untuk mengoptimalkan potensi daya dan kapasitas terserap dari daya yang dihasilkan PLTM untuk penggunaan energi listrik.
Menyetujui, Dosen Pembimbing
DAFTAR PUSTAKA [1]
IMIDAP(Integrated Microhydro Development and Application Program),Modul Pelatihan Operator Mikrohidro, ESDM, 2009
DR. Ir. Joko Windarto, M.T, NIP. 196405261989031002 9
