STUDI PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK...
Transcript of STUDI PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK...
STUDI PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA AIR (PLTA) DI
SUNGAI SIBUNDONG UPPER KABUPATEN TAPANULI UTARA PROVINSI
SUMATERA UTARA
Nadia Ulfah1, Suwanto Marsudi2, Pitojo Tri Juwono2
1Mahasiswa Program Sarjana Teknik Jurusan Pengairan Universitas Brawijaya 2Dosen Jurusan Pengairan Fakultas Teknik Universitas Brawijaya
ABSTRAK
Bertambahnya jumlah penduduk mengakibatkan krisis energi listrik khususnya di wilayah Sumatera
Utara, karena terbatasnya sumberdaya yang takterbarukan maka dicari alternatif lain untuk menanggulangi
krisis listrik tersebut, maka dimanfaatkan aliran sungai Sibundong yang berpotensi besar untuk dijadikan PLTA
yang nantinya diharapkan bisa mengatasi krisis energi listrik di Sumatera Utara.
Studi ini dilakukan untuk mengetahui besarnya debit andalan yang digunakan untuk keperluan
pembangkit PLTA dan untuk mendesain bangunan hantar PLTA mulai dari intake, kantong lumpur, waterway,
headpond, penstock dan tail race, selain itu debit andalan juga digunakan untuk menghitung dimensi turbin,
kecepatan putar turbin dan generator, kavitasi, elevasi pusat titik turbin dan menghitung daya dan energi yang
di hasilkan tiap tahun dan bagaimana hasil analisa ekonomi apakah PLTA Sibundong Upper layak untuk
dibangun atau tidak, analisa ekonomi dalam studi ini menggunakan parameter BCR, NVP, IRR, Analisa
Sensitivitas dan Payback Period.
Dari analisa perhitungan yang dilakukan, menggunakan debit andalan 60% (Q60) sebesar 13,04 m3/det
dan didapatkan tinggi jatuh efektif sebesar 143,86 m. Dengan debit andalan dan tinggi jatuh tersebut PLTA
direncanakan menggunakan turbin Francis dengan poros horizontal dan didapatkan daya sebesar 2 x 8,04 MW
dan energi sebesar 83,96 GWh pertahun dengan nilai Capacity Factor (CF) sebesar 59,59%. Penstock
direncanakan dengan panjang 470 m dengan adanya percabangan, penstock utama berdiameter 2m dengan
panjang 420 m, penstock cabang berdiameter 1,4 m dengan panjang 50 m dengan ketebalan penstock 21 mm.
Dari analisa ekonomi yang dilakukan dengan menggunakan suku bunga 6,5% didapatkan nilai BCR = 1,64,
NPV = Rp. 508.086.525.453,19, IRR = 12,52% dan payback period selama 7 tahun.
Kata kunci: PLTA, daya dan energi, analisa ekonomi, debit andalan, Sumatera Utara
ABSTRACT
The growing population in North Sumatra has been causing a crisis energy for its area. Consider there
are lacking of non-renewable energy in the area, so the another way to overcome the problem is to find the
alternate, that is the renewable energy, by utilize the stream of Situbundong River which having great potential
to be installed a hydropower station.
This study aims to find out the value of Situbundong River’s dependable discharge that used to power the
hydropower and design the conduit of hydropower plant start from intake, sand trap, waterway, headpond,
penstock and tail race, dependable discharge value also used to figure out the dimension of turbine, the rotation
velocity of turbine and generator, the kavitation numbers, the elevation point of installed turbines, and the
produced power and energy every year. The parameters of economic analysis that used are BCR, NVP, IRR,
Sensitivity Analysis and Payback Period.
From analysis calculation, using dependable discharge 60% (Q60) by 13,04 m3/det and obtained head
effective by 143,86 m. With dependable discharge and head effective the hydropower planned using francis
turbine with horizontal shaft and obtained power of 2 x 8,04 MW and energy of 83,96 GWh per year with CF
value 59,59%. Penstock planned with length of 470 m with the branching, diameters of main penstock is 2 m
with a lenghth 420 m, diameters of penstock’s branch is 1,4 m with a lenghth 50 m with the penstock’s thickness
21 mm. From the result of economic analysis with using interest rate 6,5% obtained BCR = 1,64, NPV = Rp.
508.086.525.453,19, IRR = 12,52% and payback period during 7 years. Keywords: Hydropower, power and energy, economy analysis, flow discharge, North Sumatera
PENDAHULUAN
Bertambahnya jumlah penduduk
mengakibatkan krisis energi listrik
khususnya di wilayah Sumatera Utara,
karena terbatasnya sumberdaya yang tak
terbarukan maka dicari alternatif lain untuk
menanggulangi krisis listrik tersebut, maka
dimanfaatkan aliran Sungai Sibundong
yang berpotensi besar untuk dijadikan
PLTA yang nantinya diharapkan bisa
mengatasi krisis energi listrik di Sumatera
Utara.
Dalam Undang-Undang No. 30 Tahun
2009 Pasal 2 Ayat 2 menyebutkan bahwa
pembangunan ketenagalistrikan bertujuan
untuk menjamin ketersediaan tenaga listrik
dalam jumlah yang cukup, kualitas yang
baik, dan harga yang wajar dalam rangka
meningkatkan kesejahteraan dan
kemakmuran rakyat secara adil dan merata
serta mewujudkan pembangunan yang
berkelanjutan.
Tujuan dari studi ini adalah untuk
memanfaatkan potensi sumber daya air
khususnya pada aliran sungai di Sungai
Sibundong, dalam rangka rangka
pemanfaatan sumber daya air untuk
dibangun sebuah PLTA untuk
menghasilkan energi listrik untuk
memenuhi kebutuhan listrik masyarakat
disekitar daerah Tapanuli Utara dan sebagai
alternatif lain sebagai energi pembangkit
listrik yang lebih ramah lingkungan
mengingat ketersediaan sumber daya yang
tidak dapat diperbaharui keberadaannya
terbatas.
METODE
Lokasi Studi
Lokasi rencana PLTA Sibundong
Upper terletak di Sungai Sibundong (Aek
Sibundong), Dusun Sipohong, Desa
Paratusan, Kecamatan Parmonangan,
Kabupaten Tapanuli Utara. Kabupaten
Tapanuli Utara terletak di wilayah dataran
tinggi. Sumatera Utara berada pada
ketinggian antara 150 – 1700 meter di atas
permukaan laut. Secara geografis
Kabupaten Tapanuli Utara terletak pada
koordinat 1o20’00’’ – 2o41’00’’ Lintang
Utara (LU) dan 98o05’’ – 99o16’’ Bujur
Timur (BT), sedangkan Kecamatan
Tarutung terletak pada 1o54’00’’ -
2o01’00’’ Lintang Utara (LU) dan 98o52’’ –
99o04’’ Bujur Timur (BT).
Klasifikasi PLTA
Klasifikasi PLTA dapat dibagi oleh
beberapa faktor, yaitu:
1. Berdasarkan Tujuan:
Singel Purpose
Multi Purpose
2. Berdasarkan Teknis:
PLTA Run of River (ROR)
PLTA Waduk (Tampungan)
PLTA Pompa
PLTA Pasang Surut Air Laut
3. Berdasarkan Kapasitas PLTA:
PLTA Mikro (100 – 1000 kW)
PLTA Menengah (≥ 10.000 kW)
PLTA Tinggi (> 10.000 kW)
4. Berdasarkan Tinggi Jatuh:
PLTA tekanan rendah (H < 15 m)
PLTA tekanan sedang (H 15 – 50 m)
PLTA tekanan tinggi (H > 50 m)
5. Berdasarkan Topografi:
Daerah lembah
Daerah bukit
Daerah pegunungan
6. Berdasarkan Ekonomi:
PLTA isolated grid
PLTA non isolated grid
PLTA Run of River (ROR)
PLTA Run of River (ROR) adalah
PLTA yang langsung memanfaatkan aliran
sungai tanpa adanya tampungan. Air sungai
dialihkan dengan menggunakan bendung
(dam) yang dibangun memotong aliran
sungai. Air sungai ini kemudian disalurkan
kebangunan hantar PLTA.
Gambar 1 Skema PLTA Run of River
Debit Andalan
Debit andalan didefinisikan sebagai
debit yang tersedia sepanjang tahun dengan
probabilitas keandalan tertentu.
Debit andalan digunakan untuk
perhitungan bangunan hantar, analisa
hidrolika dan untuk menentukan besarnya
daya dan energi yang dihasilkan PLTA tiap
tahunnnya.
Kurva Durasi Aliran (Flow Duration
Curve)
Untuk menghitung nilai debit andalan
sesuai dengan probabilitas keandalannya
dapat digunakan Kurva Durasi Aliran (Flow
Duration Curve, FDC). Kurva durasi aliran
adalah suatu grafik yang menggambarkan
hubungan antara debit sungai selama
beberapa waktu tertentu dengan
probabilitas keandalan, sehingga dari kurva
tersebut dapat diketahui besarnya debit air
sungai sesuai dengan probabilitas
keandalannya.
Dalam studi ini dihitung besarnya debit
andalan dengan tingkat keandalan 60%
dengan probabilitas tersebut dihitung
dengan persamaan Weibull:
Pw = m / (n+1) x 100%
dengan:
Pw = probabilitas (%)
m = nomor urut data
n = jumlah data
Pipa Pesat
Pipa pesat (penstock) direncanakan
untuk dapat menahan tekanan tinggi dan
berfungsi untuk mengalirkan air dari outlet
headpond menuju saluran pembuangan
akhir (tail race). Dalam perencanaan
penstock perlu didesain diameter yang
seekonomis mungkin, beberapa persamaan
empiris yang dipergunakaan untuk
merencanakan diameter ekonomis penstock
sebagai berikut:
• Warnick (1984) : 63,0
43,072,0
H
PxD
• Bier (1945):
466,0
176,0
Hr
PxD
• Sarkaria (1979): 65,0
43,071,0
Hr
PxD
• Moofat (1990): 60,0
43,052,0
Hr
PxD
• USBR (1989): 52,0
5,0517,1
Hr
QxD
• Flashbuch: 12,0
45,012,1
Hr
QxD
dengan:
D = diameter penstock (m)
Q = debit pembangkit (m3/det)
P = daya (kW)
Hr = tinggi jatuh efektif (m)
Kehilangan Tinggi (Headloss)
Kehilangan tinggi energi adalah
menurunnya besarnya energi akibat
gesekan maupun konstraksi yang terjadi
selama proses pengaliran. Pada studi ini
headloss dihitung mulai dari intake sampai
tail race.
Kehilangan Tinggi Pada Saringan
(Trashrack):
ht = sin2
234
g
Vo
b
tKt
Kehilangan Tekan Pada Pintu Intake:
Q = zgab 2
Kehilangan Tinggi Pada Kantong
Lumpur:
hl = g
V
230,0
2
Kehilangan Tinggi Pada Waterway:
hl = g
V
230,1
2
Kehilangan Tinggi Pada Belokan
Waterway:
ht = g
VKb
2
2
Kehilangan Tinggi Pada Headpond:
hl = g
V
20,1
2
Kehilangan Tinggi Tekan Pada Inlet
Headpond Menuju Penstock:
hl = g
VKe
2
2
Kehilangan Tinggi Tekan Akibat
Gesekan Pada Sepanjang Penstock:
S = 333,5
2229,10
D
Qn
Hf = S x L
Kehilangan Tinggi Tekan Pada
Percabangan Penstock:
hl = g
VK
2
2
Kehilangan Tinggi Tekan Pada
Belokan Penstock:
hl = g
VK
2
2
Kehilangan Tinggi Tekan Pada
Perubahan Diameter Penstock:
hl = g
VK
2
2
Kehilangan Tinggi Tekan Pada
Buterfly Valve:
hl = g
VKv
2
2
Kehilangan Tinggi Tekan Pada Spiral
Casing Turbin:
hl = g
VKt
2
2
Pada Draft Tube: Kehilangan Tinggi
Tekan
hf = g
V
D
DK
g
V
D
DK
21
21
2
2
22
1
2
2
1
22
2
1
Kehilangan Tinggi Di Tail Race:
hl = g
V
20,1
2
Tinggi Jatuh Efektif (Heff)
Tinggi jatuh efektif (Heff) digambarkan
pada gambar di bawah ini. HL1
diperhitungkan dari kehilangan tinggi
(headloss) dari intake sampai ke headpond.
HL2 diperhitungkan dari kehilangan tinggi
(headloss) dari headpond sampai ke
penstock. HL3 dihitung dari kehilangan
tinggi (headloss) dari turbin sampai ke tail
race. Untuk menghitung tinggi jatuh efektif
(Heff) dapat menggunakan persamaan:
Heff = Hg – (HL2 + HL2 + HL3)
Heff = Hg – (total headloss)
Heff = (El. M.A headpond – El. TWL) –
(total headloss)
dengan:
Heff = tinggi jatuh efektif (m)
HL1 = headloss dari intake – headpond
(m)
HL2 = headloss dari headpond –
penstock (m)
HL3 = headloss dari turbin sampai ke tail
race (m)
Hg = tinggi jatuh kotor (m)
Gambar 2 Tinggi Jatuh Efektif
Turbin Hidraulik
Dalam pemilihan jenis turbin harus
diperhatikan karakteristik dari masing-
masing turbin, turbin reaksi biasanya
digunakan untuk pembangkit listrik dengan
tinggi jatuh kecil sampai dengan sedang,
sedangkan turbin impuls digunakan untuk
tinggi jatuh yang besar, faktor lain yang
perlu diperhatikan adalah tentang putaran
dan kecepatan spesifik turbin, karena
kecepatan spesifik turbin merupakan
karakteristik yang mendasari dalam
perencanaan turbin.
Persamaan untuk menentukan besarnya
nilai kecepatan spesifik turbin (ESHA,
2004:168):
NQE = 4
3
E
Qn
dengan:
NQE = kecepatan spesifik (tak
berdimensi)
Q = debit desain (m3/det)
E = energi hidraulik spesifik
n = putaran dasar turbin (t/s)
Hubungan atau kesetaraan dari nilai
NQE dengan nilai parameter turbin dengan
menggunakan metode lain seperti:
kecepatan spesifik (Ns), faktor kecepatan
(φ) dan putaran satuan (NQ) adalah sebagai
berikut:
Ns = QEN995
NQ = QEN333
φ = QEN11,2
Dalam perhitungan kecepatan spesifik
turbin, nilai putaran dasar turbin harus
dicoba-coba terlebih dahulu untuk
memperkirakan besarnya putaran dasar
turbin maka digunakan persamaan empiris
untuk mengetahui nilai kecepatan spesifik
turbin (NQE’) dengan persamaan berikut:
Turbin Pelton NQE’= 0,0859/ H0,243
Turbin Francis NQE’ =1,924/H0,512
Turbin Kaplan NQE’= 2,294 / H0,2486
Turbin Propeller NQE’= 2,716 / H0,5
Turbin Bulb NQE’= 1,528 / H2837
Elevasi Pusat Titi Turbin
Penentuan titik berat turbin atau elevasi
pusat turbin dapat dinyatakan dalam
persamaan: (Mosonyi, 1991:878)
Z = 2
3
2,0
DHsTWL Qd
dengan:
Z = titik pusat turbin (m)
TWL = elevasi tail water level (m)
Hs = tinggi hisap turbin (m)
D3 = diameter runner turbin (m)
Kavitasi
Kavitasi adalah suatu kejadian yang
timbul dalam aliran dengan kecepatan yang
besar sehingga tekanan air menjadi lebih
kecil daripada tekanan uap air maksimum di
temperatur itu. Proses ini menimbulkan
gelembung-gelembung uap air yang dapat
menimbulkan erosi pada turbin. kavitasi
terjadi jika σ aktual < σc. perhitungan
kavitasi pada studi ini menggunakan
persamaan: (Patty, 1995:100) dan (ESHA,
2004:178)
σ aktual = effH
HsHvHa
dengan:
σ = kavitasi
Ha = tekanan atmosfer (atm)
Hv = tekanan uap air disebelah bawah
sudu rotor atau pada bagian atas pipa lepas
(m)
Hs = tinggi hisap atau draft head (m)
Heff = tinggi jatuh efektif (m)
σc = gH
VNQE
22715,1
241,1
dengan:
σc = koefisien kritis Thoma
NQE = Kecepatan spesifik
Daya dan Energi
Keuntunga suatu proyek Pembangkit
Listrik Tenaga Air (PLTA) ditentukan dari
besar daya yang hasilkan dan jumlah energi
yang dihasilkan tiap tahun. Dari hasil
analisa kurva durasi aliran (Flow Duration
Curve, FDC) serta besarnya nilai tinggi
jatuh dari hasil analisa topografi melalui
konsep desain rencana PLTA Sibundong
Upper. Perhitungan besarnya daya dan
energi listrik dapat dihitung menggunakan
persamaan berikut:
P = generatorturbin xxHeffxQx 81,9
E = nxxxQxHx 2481,9
= nxxP 24
dengan:
P = daya yang dihasilkan (kW)
E = energi (kWh)
Q = debit pembangkit (m3/det)
Heff = tinggi jatuh efektif (m)
ɳ = efisiensi turbin dan generator
n = jumlah hari operasional
Analisa Ekonomi
Suatu proyek dikatakan layak secara
ekonomi apabila memenuhi indikator
kelayakan ekonomi. Menurut Suyanto
(2001:39) indikator yang sering dipakai
dalam analisa ekonomi, yaitu:
Benefit Cost Ratio (BCR)
Benefit Cost Ratio (BCR) adalah
perbandingan antara nilai sekarang (present
value) dari manfaat (benefit) dengan nilai
sekarang (present value) dari biaya (cost).
Secara umum rumus untuk perhitungan
BCR ini adalah (Suyanto, 2001:39):
BCR = 𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡 𝑆𝑒𝑘𝑎𝑟𝑎𝑛𝑔
𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝑆𝑒𝑘𝑎𝑟𝑎𝑛𝑔
𝑃𝑉 𝑑𝑎𝑟𝑖 𝑚𝑎𝑛𝑓𝑎𝑎𝑡
𝑃𝑉 𝑑𝑎𝑟𝑖 𝑏𝑖𝑎𝑦𝑎
dengan :
PV = present value
BCR = perbandingan manfaat terhadap
biaya (Benefit Cost Ratio)
Sebagai ukuran dari penilaian suatu
kelayakan proyek dengan metode BCR ini
adalah jika BCR > 1 maka proyek dikatakan
layak dikerjakan dan sebaliknya.
Net Present Value (NVP)
Harga Net Present Value diperoleh dari
pengurangan present value komponen
benefit dengan present value komponen
cost. 𝑁𝑉𝑃 = 𝑃𝑉 𝐾𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡 − 𝑃𝑉 𝐾𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝐶𝑜𝑠𝑡
dengan:
PV = Present value
NPV = Net Present Value
Dalam evaluasi kegiatan, nilai NPV
pada suku bunga pinjaman yang berlaku
harus mempunyai harga > 0. Jika NPV = 0,
berarti kegiatan tersebut mempunyai tingkat
pengembalian sama dengan nilai
investasinya. Jika NPV > 0, maka kegiatan
tersebut dari segi ekonomi layak.
Internal Rate of Return (IRR)
Internal Rate of Return merupakan
nilai suku bunga yang diperoleh jika BCR
bernilai sama dengan 1, atau nilai suku
bunga jika NPV bernilai sama dengan 0.
Perhitungan nilai IRR ini dapat diperoleh
dengan rumus sebagai berikut (Kodoatie,
1995:112):
'""'
'' II
NPVNPV
NPVIIRR
dengan :
I’ = suku bunga memberikan nilai
NPV positif
I” = suku bunga memberikan nilai
NPV negatif
NPV = selisih antara present value dari
manfaat dan present value dari biaya
NPV’ = NPV positif
NPV” = NPV negatif
Analisa Sensitivitas
Dalam penentuan nilai-nilai untuk
keadaan sesudah proyek seperti produksi,
harga, dan lain-lain merupakan estimasi
dari perencana, terdapat kemungkinan
bahwa keadaan sebenarnya yang akan
terjadi tidak sama dengan nilai estimasi
tersebut. Dengan melakukan analisa
sensitivitas, kita dapat memperkirakan
dampak yang akan terjadi apabila keadaan
yang sebenarnya terjadi sesudah proyek
tidak sama dengan estimasi awal.
Payback Period
Payback Period merupakan jangka
waktu periode yang diperlukan untuk
membayar kembali (mengembalikan)
semua biaya-biaya yang telah dikeluarkan
dalam investasi suatu proyek. Perhitungan
payback period ini dapat diperoleh dengan
rumus sebagai berikut:
bA
IriodePayback Pe
dengan:
I = Besarnya biaya investasi yang
diperlukan
Ab = Benefit bersih yang dapat
diperoleh pada setiap tahun
HASIL DAN PEMBAHASAN
Debit Andalan
Tabel 1 Debit Sungai Sibundong
m Q
P(%) m Q
P(%) m Q
P(%) (m3/detik) (m3/detik) (m3/detik)
1 61,48 0,83 41 21,52 33,88 81 12,18 66,94
2 55,56 1,65 42 21,33 34,71 82 12,13 67,77
3 53,55 2,48 43 21,05 35,54 83 12,04 68,60
4 51,42 3,31 44 20,42 36,36 84 11,97 69,42
5 48,61 4,13 45 20,14 37,19 85 11,88 70,25
6 40,50 4,96 46 19,98 38,02 86 11,80 71,07
7 40,06 5,79 47 19,65 38,84 87 11,71 71,90
8 36,30 6,61 48 19,58 39,67 88 11,46 72,73
9 36,10 7,44 49 19,35 40,50 89 11,44 73,55
10 35,21 8,26 50 19,16 41,32 90 11,41 74,38
11 34,69 9,09 51 19,09 42,15
42,98
91 11,05 75,21
12 32,72 9,92 52 18,95 92 10,99 76,03
13 32,44 10,74 53 18,85 43,80 93 10,88 76,86
14 31,61 11,57 54 18,55 44,63 94 10,77 77,69
15 31,19 12,40 55 18,49 45,45 95 10,58 78,51
16 29,33 13,22 56 18,21 46,28 96 10,55 79,34
17 29,18 14,05 57 17,42 47,11 97 10,44 80,17
18 28,82 14,88 58 17,37 47,93 98 10,11 80,99
19 28,65 15,70 59 17,00 48,76 99 9,85 81,82
20 28,61 16,53 60 16,96 49,59 100 9,44 82,64
21 27,94 17,36 61 16,76 50,41 101 9,23 83,47
22 27,84 18,18 62 16,23 51,24 102 9,13 84,30
23 27,04 19,01 63 15,98 52,07 103 8,89 85,12
24 26,87 19,83 64 15,82 52,89 104 8,72 85,95
25 26,56 20,66 65 15,81 53,72 105 8,40 86,78
26 25,61 21,49 66 15,43 54,55 106 7,73 87,60
27 24,92 22,31 67 15,31 55,37 107 7,54 88,43
28 24,78 23,14 68 15,17 56,20 108 7,51 89,26
29 24,74 23,97 69 14,16 57,02 109 7,48 90,08
30 24,46 24,79 70 13,63 57,85 110 6,86 90,91
31 24,24 25,62 71 13,48 58,68 111 6,80 91,74
32 23,46 26,45 72 13,04 59,50 112 6,53 92,56
33 23,16 27,27 73 13,02 60,33 113 6,39 93,39
34 23,15 28,10 74 12,99 61,16 114 5,47 94,21
35 22,80 28,93 75 12,92 61,98 115 5,08 95,04
36 22,50 29,75 76 12,90 62,81 116 3,62 95,87
37 22,43 30,58 77 12,80 63,64 117 3,56 96,69
38 22,23 31,40 78 12,59 64,46 118 2,59 97,52
39 21,78 32,23 79 12,45 65,29 119 2,30 98,35
40 21,55 33,06 80 12,23 66,12 120 1,61 99,17
Kurva Durasi Aliran (Flow Duration
Curve)
Gambar 3 Kurva Durasi Aliran
Pemilihan debit andalan berkisar
melebihi 30% sampai dengan 60%. Pada
studi ini dipilih debit andalan sebesar 60%
karena debit andalan 60% memberikan nilai
debit yang lebih kecil dibandingkan dengan
debit andalan diatas 30% sehingga
diharapkan dengan debit andalan 60% ini
debitnya lebih sering tersedia dalam satu
tahun sehingga untuk kebutuhan PLTA
akan lebih sering terpenuhi.
Bangunan Hantar
Intake Fungsi utama bangunan pengambilan
adalah untuk mengelakan dan mengontrol
besarnya debit yang masuk ke sistem
pembangkit, mencegah masuknya debris,
sampah dan sedimen dalam ukuran besar,
menyediakan ruang terisolasi dari sungai
terhadap sistem pembangkit.
Berdasarkan hasil analisa hidrolika,
besarnya dimensi bangunan intake adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/det
Debit desain (Qd) (2 x Qp) = 26,08
m3/det
Lebar intake = 7,20 m
Panjang intake = 20,59 m
Jumlah pintu = 4 buah @1,40 m
Jumlah pilar = 3 buah @ 0,53 m
Tinggi pintu = 3 m
Slope (S) = 0,0016 (desain)
Manning (n) = 0,017 (pasangan batu)
Elevasi dasar intake = +834,26 m
Tinggi muka air = 1,84 m
Kecepatan aliran (v) = 2,53 m
Kantong Lumpur
Kantong lumpur berfungsi untuk
mengendapkan sedimen yang ikut masuk
bersama aliran air.
Berdasarkan hasil analisa hidrolika,
besarnya dimensi bangunan kantong
lumpur adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/det
Debit desain (Qd) (1,1 x Qp) = 14,34
m3/det
Lebar kantong lumpur = 12,5 m @6
m dengan lebar separator 0,5 m
Panjang kantong lumpur = 214,66 m
Kecepatan aliran (v) = 0,47 m3/det
Waterway Saluran pembawa (waterway)
berfungsi sebagai saluran pembawa debit
pembangkit dari bangunan pengambilan
menuju ke pipa pesat (penstock).
Berdasarkan hasil analisa hidrolika,
besarnya dimensi bangunan waterway
adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/det
Debit desain (Qd) (1,1 x Qp) = 14,34
m3/det
Lebar waterway = 3 m
Panjang waterway = 2040,68 m
Slope (S) = 0,002 (desain)
Manning (n) = 0,015 (beton precast)
Tinggi muka air = 1,83 m
Kecepatan aliran (v) = 2,62 m3/det
Headpond
Headpond diusahakan untuk memiliki
tampungan sebesar debit operasi dikalikan
dengan waktu 2 - 3 menit atau 120Qp – 180
Qp untuk menjaga kestabilan turbin akibat
regulasi governor.
Berdasarkan hasil analisa hidrolika,
besarnya dimensi bangunan headpond
adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/det
Debit desain (Qd) (1,1 x Qp) = 14,34
m3/det
Lebar headpond = 6 m
Panjang headpond = 197,52 m
Volume headpond = 2347,2 m3
Slope (S) = 0,00006 (desain)
Manning (n) = 0,013 (beton)
Tinggi muka air = 2,98 m
Kecepatan aliran (v) = 0,80 m3/det
Tail Race
Saluran pembuang akhir (tail race)
berada setelah draft tube turbin yang
berfungsi untuk mengalirkan debit
pembuangan dari PLTA kembali ke sungai.
Saluran ini direncanakan berbentuk segi
empat dari pasangan batu.
Berdasarkan hasil analisa hidrolika,
besarnya dimensi bangunan tail race
adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/det
Debit desain (Qd) (1,1 x Qp) = 14,34
m3/det
Lebar tail race = 8 m
Panjang tail race = 63,90 m
Elevasi ambang tail race = + 673,5 m
Elevasi tail water level (TWL) =
+ 674,47 m
Dimensi Pipa Pesat
Data teknis yang gunakan untuk
perhitungan adalah:
Debit pembangkit (Qp) = 13,04 m3/dt
Tinggi jatuh kotor (Hg) = 151,22 m
Headloss (HL) = 6,05 m
Tinggi jatuh efektif (Heff) = 145,17 m
Daya (P) = 16,23 MW = 16230 kw
Tabel 2 Diameter Pipa Pesat
Kehilangan Tinggi (Headloss)
Tabel 3 Rekapitulasi Total Headloss
Tinggi Jatuh Efektif
Berdasarkan gambar di bawah ini, tinggi
jatuh efektif (Heff) dapat diperoleh dengan
mengurangi tinggi jatuh kotor (Hg) dengan
total kehilangan tinggi (headloss).
Heff = Hg - total headloss
= (El. M.A Headpond – El.
TWL) – (total headloss)
= (825,69 – 674,47) - (7,36)
= 151,22 – 7,36
= 143,86 m
Turbin Hidraulik
Pemilihan Tipe Turbin
Dengan parameter besarnya debit
desain dan tinggi jatuh maka dapat dipilih
tipe turbin yang dapat digunakan untuk
PLTA Sibundong Upper, berdasarkan
kapasitas daya terpasang data tinggi jatuh
dengan grafik tersebut:
Gambar 4 Penentuan Tipe Turbin
Berdasarkan Tinggi Jatuh dan Daya
Persamaan Rumus
D A 1,0 Q
(m) (m2)
V
(m/det)
Warnick (1984) 63,0
43,072,0
H
PxD 2,00 3,21 4,06
Bier (1945)
466,0
176,0
Hr
PxD
1,59 1,97 6,61
Sarkaria (1979) 65,0
43,071,0
Hr
PxD 1,81 2,56 5,10
Moffat (1990) 60,0
43,052,0
Hr
PxD 1,70 2,26 5,77
USBR (1986) 52,0
5,0517,1
Hr
QxD 1,58 1,96 6,667
Falshbusch (1987) 12,0
45,012,1
Hr
QxD 1,96 3,01 4,33
Rata-rata 1,77 2,47 5,47
Letak Headloss Notasi Satuan 1.0 Q
Trashrack Ht m 0,0051
Pintu intake bendung z m 0,1620
Kantong Lumpur Ht m 0,0034
Waterway Ht m 0,4548
Belokan waterway 1 - 9 Hl m 1,0789
Headpond Ht m 0,0327
Trashrack di headpond Ht m 0,0173
Inlet headpond menuju penstock Ht m 0,0013
Gesekan di sepanjang pipa penstock 1 hf m 2,4762
Percabangan pipa penstock hs m 0,5379
Belokan pipa pada penstock HL m 0,4515
Perubahan diameter pipa penstock HL m 0,1036
Gesekan di sepanjang pipa penstock 2 hf m 0,4679
Main Intake Valve (butterfly valve) Ht m 0,5043
Spiral Casing Turbin Hl m 0,5182
Draft Tube hf m 0,4043
Tailrace Ht m 0,1436
TOTAL hl m 7,36
Dari gambar di atas diketahui bahwa
dengan tinggi jatuh efektif pada debit Q60
adalah 143,86 meter dan daya yang
dihasilkan sebesar 2 x 8,04 MW, maka
digunakan tipe Turbin Francis sumbu
horizontal, dipilih turbin dengan sumbu
horizontal karena biasanya turbin dengan
sumbu horizontal digunakan pada turbin
dengan daya < 10 MW.
Kecepatan Putar Turbin dan Generator
Kecepatan spesifik coba-coba (trial
specific speed):
NQE’ = 512,0
924,1
H
= 512,086,143
924,1
= 0,15
Besarnya nilai spesifik coba-coba
(NQE’) ini harus dikontrol, apakah Ns-max ≤
3200 H-2/3. Dari hasil perhitungan Ns-max
di dapatkan nilai Ns-max sebesar 142,37 m
kW, sehingga 142,37 ≥ 114,50 atau Ns-max
≥ 3200 H-2/3 sehingga hasilnya tidak
kontrol. Maka nilai NQE’ harus dihitung
secara coba-caoba (trial & error) sehingga
didapatkan nilai NQE’ sebesar 0,1.
Kecepatan spesifik:
Ns = 955 x NQE’
= 955 x 0,1
= 98,47 m, kW
Kecepatan putaran turbin dengan
persamaan:
n = Q
ENQE
75,0
dimana:
n = kecepatan putaran turbin (t/det)
E = energi potensial (Hg)
Maka,
n = 12,8
)86,143(81,91,0 75,0xx
= 8,33 t/s
= 500,06 rpm
Turbin direncanakan dengan
menggunakan generator tipe sinkron
dengan frekuensi (f) 50 Hz maka kecepatan
sinkron generator sama dengan keceparan
putar turbin maka kecepatan sinkron
generator:
n = P
fx120
dimana:
P = Jumlah pole (harus genap)
Maka,
P = n
fx120
= 06,500
50120 x =11,99
Dikarenakan nilai kutub (pole)
generator harus memiliki nilai genap dan
tidak berbentuk bilangan desimal, maka
jumlah kutub (pole) dibulatkan menjadi 12
buah.
Penentuan Elevasi Titik Pusat Turbin
Analisa titik pusat turbin sangat
berpengaruh terhadap gejala kavitasi,
penempatan turbin yang tidak tepat akan
menyebabkan kavitasi terjadi pada turbin.
Jadi, koefisien Thoma kritis (σc) untuk
turbin francis dapat dihitung dengan
persamaan: (Mosonyi, 1991:843)
- σc =12500
4,1Ns
= 12500
8,97 4,1
= 0,05
- Hb = Ha – Hv
= 9,33 – 0,24
= 9,09 m
- Tinggi hisap turbin:
Hs = effHHb
= 86,143.05,009,9
= 1,98 m
- Elevasi titik pusat turbin
Z = 2
3
2,0
DHsTWL Qd
= 2
14,198,183,673
= +671,27 m
Kontrol Gejala Kavitasi
Kavitasi adalah fenomena dimana
terdapat gelembung udara pada turbin yang
akan membentur dinding runner sehingga
akan mengakibatkan korosi.
Perhitungan tinnghi hisap (Hs) dalam
perhitungan kavitasi menggunakan
persamaan: (ESHA, 2004:169)
σc = gH
VNQE
22715,1
241,1
= 75,147.81,9.2
21,02715,1
241,1
= 0,053
HS = Hg
V
g
PvatmP
2
2
= 86,143.053,081,92
2
81,91000
92,233320,91459 2
xx
= -1,67 m
Dimana kavitasi akan terjadi jika nilai
tinggi hisap (Hs) berada pada nilai diatas -
1,67 m jadi untuk keamanan direncanakan -
2 m.
σ aktual = effH
HsHvHa
= 86,143
)2(24,032,9
= 0,077
Kavitas terjadi jika σ aktual < σc sehingga
dari perhitungan di atas didapatkan 0,077 >
0,053 maka desai turbin aman terhadap
gejala kavitasi.
Daya dan Energi
Keuntungan suatu proyek Pembangkit
Listrik Tenaga Air ditentukan dari besar
daya yang dibangkitkan dan jumlah energi
yang dihasilkan tiap tahun. Daya listrik yang
dibangkitkan dihitung dengan memakai
persamaan:
P = generatorturbin xxHeffxQx 81,9
= 95,092,086,14304,1381,9 xxxx
= 16,08 MW
E = nxxxQxHx 2481,9
= nxxP 24
Dari persamaan energi diatas, maka di
dapatkan total energi pertahun sebesar
83,96 GWh.
Analisa Ekonomi
Benefit Cost Ratio (BCR)
CB =
PbiayaOalbiaya
manfaat
PVPV
PV
&mod
=23,624.702.379.160.14,340.391.690.631.
56,417.619.156.300.1.R
RpRp
p
= 1,64
Net Present Value (NVP)
NPV = PV manfaat – (PV biaya modal +
PV biaya O&P)
= Rp.1.300.156.619.417,56 – (Rp.
631.690.391.340,14 + Rp.
160.379.702.624,23)
= Rp. 508.086.525.453,19
Internal Rate of Return (IRR)
IRR = '""'
'' II
NPVNPV
NPVI
Dimana:
I’ = suku bunga yang memberikan
nilai NPV positif = 12%
I” = suku bunga yang memberikan
nilai NPV negatif = 13%
NPV’ = NPV positif
NPV” = NPV negatif
Sehingga,
IRR = %)12%13(
)547.626.351..26(485.166.742.28
485.166.742.28%12
= 12,52%
Analisa Sensitifitas
Analisa sensitivitas biasanya dilakukan
dengan mengubah salah satu elemen proyek
(misalnya harga, biaya) dan menghitung
nilai IRR nya dengan harga tersebut.
Analisa sensitivitas yang dihitung pada
studi ini adalah sebagai berikut:
1. Terjadi 10% kenaikan pada nilai biaya
yang diperkirakan dan nilai manfaat tetap
2. Terjadi 10% penurunan pada nilai biaya
yang diperkirakan dan nilai manfaat tetap
3. Terjadi 10% kenaikan pada nilai manfaat
yang diperkirakan dan nilai biaya tetap
4. Terjadi 10% penurunan pada nilai
manfaat yang diperkirakan dan nilai biaya
tetap
5. Terjadi 10% kenaikan pada nilai biaya
yang diperkirakan dan 10% penurunan pada
nilai manfaat.
6. Terjadi 10% penurunan pada nilai biaya
yang diperkirakan dan 10% kenaikan pada
nilai manfaat
Payback Period (PBP)
PBP =bA
I
= manfaat
PObiayaalbiaya &mod
= .883,9398.666.389Rp.
.729,1412.254.886Rp.7.690593.136.51 p. R
= 6,14 tahun
Dari perhitungan di atas dapat
diketahui, biaya modal
dapat terbayar seluruhnya pada tahun
ke-7 (tujuh).
KESIMPULAN
Berdasarkan hasil analisa dan
perhitungan yang telah dilakukan dengan
memperhatikan rumusan masalah, maka
dapat disimpulkan sebagai berikut:
1. Debit andalan yang digunakan dalam
perencanaan PLTA Sibundong Upper
adalah debit andalan 60% sebesar 13,04
m3/det.
2. Pada perencanaan PLTA Sibundong
Upper direncanakan pipa pesat dengan
adanya percabangan, pipa pesat utama
panjangnya 420 m dengan diameter 2 m
dan pipa pesat cabang sepanjang 50 m
dengan diameter 1,4 m dengan tebal
pipa pesat 21 mm.
3. Tinggi jatuh efektif pada perencanaan
PLTA Sibundong Upper adalah sebesar
143,86 m.
4. Jenis turbin yang digunakan pada
perencanaan PLTA Sibundong Upper
adalah jenis turbin francis dengan poros
horizontal.
5. Besarnya daya yang dihasilkan pada
perencanaan PLTA Sibundong Upper
adalah sebesar 16,08 MW (2 x 8,04
MW) dan energi yang dihasilkan tiap
tahunnya adalah sebesar 83,96 GWh
dengan nilai CF sebesar 59,59%.
6. Dari hasil analisa ekonomi yang telah
dilakukan didapatkan nilai-nilai sebai
berikut:
- BCR = 1,64
- NVP = Rp. 508.086.525.453,19
- IRR = 12,52%
- Payback period = 7 tahun
SARAN
Agar PLTA yang direncanakan dapat
digunakan dalam jangka waktu yang lama,
maka perlu diperhatikan beberapa hal
berikut:
1. Pengawasan dan pemeliharaan PLTA
yang dilakukan dalam jangka waktu
tertentu apabila terjadi kerusakan pada
instalasi PLTA ini dapat segera
diadakan perbaikan.
2. Keseriusan dari pihak pengembang
swasta / independent power producer
(IPP) untuk mengembangkan manfaat
sungai Sibundong sebagai salah satu
upaya guna memenuhi kebutuhan
listrik khususnya di Sumatera Utara
yang sekarang ini sedang mengalami
krisis pasokan listrik.
3. Harus lebih sering dilakukan seperti
pekerjaan pre feasibility khususnya di
sepanjang Sungai Sibundong guna
untuk mengindentifikasi awal potensi
PLTA atau PLTM/H di Sungai
Sibundong guna memenuhi pasokan
listrik di wilayah Sumatera Utara.
4. Usaha pemeliharaan lingkungan dari
semua pihak agar kelestarian
lingkungan sekitar PLTA tetap terjaga
sehingga debit yang tersedia di sungai
tetap terjaga.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. 1986. Standart Perencanaan
Irigasi Bangian Bangunan Utama
(KP-02). Jakarta: Direktorat Jenderal
Pengairan Departemen Pekerjaan
Umum.
Direktorat Jenderal Listrik Dan
Pemanfaatan Energi Departemen
Energi Dan Sumber Daya Mineral.
2009. Pedoman Studi Kelayakan
Hidrologi Buku 2A. Jakarta:
Direktorat Jenderal Listrik Dan
Pemanfaatan Energi Departemen
Energi Dan Sumber Daya Mineral.
Harto Br, S. 1993. Analisis Hidrologi.
Jakarta: PT. Gramedia Pustaka
Utama.
Kodoatie, R.J. 2005. Analisa Ekonomi
Teknik. Yogyakarta: Andi Offset.
Anonim. 2007. Peraturan Menteri
Pekerjaan Umum Penyelenggaraan
Pengembangan SPAM. Jakarta:
Departemen Pekerjaan Umum.
Mosonyi, E. 2009. Water Power
Development, Vol.1 Low Head Power
Plants. Budapest: Water Power
Development.
Mosonyi, E. 1991. High Head Power
Plants, Vol.2A. India: Nem Chand &
Brothers.
Patty, O.F. 1995. Tenaga Air. Jakarta:
Erlangga.
Penche, C. 2004. Guidebook on How to
Develop a Small Hydro Site. Belgia :
ESHA (European Small Hydropower
Association).
Ramos, H. 2000. Guidelines For Design
Small Hydropower Plants. Irlandia :
WREAN (Western Regional Energy
Agency & Network) and DED
(Department of Economic
Development).
RETScreen International. 2001. Small
Hydro Project Analysis. Minister of
Natural: Canada.
Sekretariat Negara RI. 2009. Undang-
Undang Republik Indonesia Nomor
30 Tahun 2009 Tentang
Ketenagalistrikan. Jakarta:
Sekretariat Negara RI.
United States Departement of The Interior
Bureau of Reclamation (USBR).
1976. Engineering Monographs No.
20. US. Government: Washington.