Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

download Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

of 6

  • date post

    07-Aug-2018
  • Category

    Documents

  • view

    214
  • download

    0

Embed Size (px)

Transcript of Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    1/12

    PERENCANAAN KAPASITAS DAYA TERPASANG PLTA KUSAN 3

    Suwanto Marsudi1 , Hari Siswoyo1 , Budi Lestari21 Dosen Teknik Pengairan Universitas Brawijaya Malang

    2 Mahasiswa Teknik Pengairan Universitas Brawijaya Malang

    e-mail: [email protected] 

     ABSTRAK

    Seiring dengan pertumbuhan penduduk, kawasan pemukiman, industri dan ekonomi, KalimantanSelatan mengalami krisis energi listrik. Disamping itu, sistem tenaga di Kalimantan Timur akan saling

     berhubungan dengan Kalimantan Selatan-Tengah, yang akan dengan cepat meningkat dari 321 MW di tahun2006 menjadi 713 MW di tahun 2015. Dengan demikian untuk memenuhi kebutuhan energi listrik,

     pemerintah mengambil keputusan untuk mendirikan PLTA Kusan 3 di kawasan sungai Kusan KabupatenTanah Bumbu provinsi Kalimantan Selatan. Penelitian ini menggunakan data skema peta topografi, datadebit inflow bulanan, yang dilakukan untuk perhitungan debit andalan dan simulasi operasi waduk dengan 8alternatif debit outflow 35,55 m

    3/detik, 28,44 m

    3/detik, 27,71 m

    3/detik, 24,88 m

    3/detik, 21,33 m

    3/detik, 17,77

    m3/detik, dan 14,22 m

    3/detik. Studi dilanjutkan dengan menghitung diameter pipa pesat, tinggi jatuh efektif,

    dimensi turbin, daya terpasang, energi per tahun pada PLTA Kusan 3. Selanjutnya pada data bunga biaya

    digunakan sebagai pengoptimalan potensi dengan melakukan perhitungan ekonomi. Hasil studi menunjukkan perencanaan daya terpasang dari 8 alternatif debit pembangkit, yaitu 88 MW, 78 MW, 68 MW, 65 MW, 59MW, 49 MW, 39 MW, dan 30 MW. Dengan nilai Benefit Cost Ratio sebesar 7,36, 7,26, 7,24, 7,18, 6,99,6,73, 6,28, dan 5,66.Kata kunci: Simulasi waduk, tinggi jatuh efektif, kapasitas daya terpasang, energi per tahun, kelayakanekonomi

     ABSTRACT

     Along with population growth, residential areas, industrial and economic development, South

    Kalimantan electricity crisis. In addition, the power system in East Kalimantan will be interconnected with

    the South-Central Kalimantan, which would rapidly increase from 321 MW in 2006 to 713 MW in 2015.

    Thus, to meet the electrical energy needs, the government took the decision to set up a Kusan 3 hydropower

     plant on the river Kusan Tanah Bumbu South Kalimantan province. This study uses data schema topographicmaps, monthly inflow discharge, which is done for the calculation of reliable discharge and reservoir

    operations simulation with 8 alternative outflow discharge 35.55 m3, 28.44 m3, 27.71 m3, 24 , 88 m3, 21.33

    m3, 17.77 m3 and 14.22 m3. The study followed rapidly by calculating the diameter penstock, net head,

    dimension of the turbine, installed power, hydroelectric energy per year at Kusan 3. Furthermore, the datarate is used as the optimization potential costs to perform economic calculation. The study results suggest

     planning an installed power of 8 alternate discharge power, is 88 MW, 78 MW, 68 MW, 65 MW, 59 MW, 49

     MW, 39 MW and 30 MW. With the value of Benefit Cost Ratio of 7.36, 7.26, 7.24, 7.18, 6.99, 6.73, 6.28, and

    5.66

    Keywords: Simulation reservoirs, net head, installed power capacity, energy per year, the economic

     feasibility

    PENDAHULUAN Air merupakan salah satu unsur yang

    sangat penting dalam kehidupan di alamini. Tanpa air maka kehidupan di alam initidak dapat berlangsung. Untuk itu makasetiap negara berusaha menjagakelestarian dan memanfaatkan secaraoptimal potensi-potensi sumber daya airguna kelangsungan dan kesejahteraanhidup warga negara. Pusat ListrikTenaga Air (PLTA) merupakan salah satu

    sarana pembangkit listrik yangmemanfaatkan potensi sumber daya air.

    Adanya potensi sumber daya air yangtersebar luas di wilayah indonesia sertaadanya kebutuhan akan tenaga listrik ditempat-tempat yang belum terjangkauoleh jaringan umum, merupakan faktor

     pendorong yang kuat untuk membangunPusat Listrik Tenaga Air (PLTA).

    Kabupaten Tanah Bumbu merupakansalah satu kabupaten yang terdapat di

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    2/12

    Provinsi Kalimantan Selatan. Sejak beberapa tahun terakhir, seiring dengan pertumbuhan penduduk, kawasan pemukiman, industri dan ekonomi,Kalimantan Selatan mengalami krisis

    energi listrik.Total puncak permintaan akan sistem

    daya di Kaliman Selatan-Tengah danKalimantan Timur sebesar 566MW padatahun 2005, sementara kapasitas totaldaya terpasang sebesar 591MW. Sesuaidengan rencana pengembangan listrik PT.PLN di tahun 2006-2015, diperkirakan

     bahwa permintaan akan energi listrik diKalimantan Selatan-Tengah akanmeningkat sebesar 8,4% per tahun, dansalah satu sistem tenaga di Kalimantan

    Timur juga akan meningkat sebesar14,7% per tahun. Di tahun 2011, sistemtenaga di Kalimantan Timur akan saling

     berhubungan dengan Kalimantan Selatan-Tengah. Melihat adanya permintaan yangtinggi akan kebutuhan listrik diKalimantan Selatan-Tengah, akan dengancepat meningkat dari 321MW di tahun2006 menjadi 713MW di tahun 2015.

    Dengan demikian untuk memenuhikebutuhan energi listrik, pemerintahmengambil keputusan untuk mendirikanPLTA Kusan 3 di Kabupaten TanahBumbu provinsi Kalimantan Selatan,yang nantinya akan disuplai ke wilayahKalimantan Selatan-Kalimantan Tengah.Pembangunan PLTA Kusan 3 ini lebih

     pada rencana pemanfaatan sumber dayaair yang dimanfaatkan untuk PembangkitListrik Tenaga Air (PLTA). Oleh karenaitu timbul suatu pemikiran untukmembangun suatu pembangkit listrikdengan skala besar.

    TUJUAN 

    Tujuan yang ingin dicapai adalah: (1)Untuk mengetahui berapa besar tinggi

     jatuh efektif; (2) Untuk mengetahuikapasitas daya terpasang dan energylistrik per tahun; (3) Untuk mengetahui

     Benefit Cost Ratio  (BCR) dan  Internal Rate of Return (IRR) yang dihasilkan. 

    TINJAUAN PUSTAKA 

    Pembangkit Listrik Tenaga Air

    Untuk mewujudkan suatu pembangunanPembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)sebagai upaya pengadaan listrik, salah

    satu syaratnya adalah lokasi yang akandibangun pembangkit listrik ini haruslayak baik dari segi teknis maupunekonomis. Debit air, tinggi jatuh, dan

     potensi outflow/ kluaran merupakan tolokukur utama dalam menentukan lokasisuatu Pembangkit Listrik Tenaga Air(PLTA).

    Analisa hidrologi sangatdiperlukan dalam suatu perencanaanPembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA),yaitu untuk menentukan debit andalan

    dan debit pembangkit yang diperlukanuntuk menentukan kapasitas dan energiyang dihasilkan oleh Pembangkit ListrikTenaga Air (PLTA) tersebut.

    Gambar 1. Skema Konversi Energi PadaPembangkit Lisrik Tenaga Air

    Sumber:http://konversi.wordpress.com/2010/05/01/sekilas-mengenai-pembangkit-listrik-

    tenaga-air-plta

    Konsep Perhitungan Daya dan Energi

    A. 

    Daya

    Daya merupakan energi tiap satuanwaktu, besarnya daya yang dihasilkandihitung dengan persamaan sebagai

     berikut (Patty,1995:14) :P = 9,8 x Heff  x Q x ηtdengan:P : Daya (kW)Heff   : Tinggi jatuh efektif ( m )Q : Debit outflow (m3/dtk)Ηt : Efisiensi turbin

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    3/12

    B.  Tinggi Jatuh Efektif (Heff )

    Tinggi jatuh efektif adalah selisihantara elevasi muka air waduk (EMAW)dengan tail water level (TWL) dikurangidengan total kehilangan tinggi tekan.

    Persamaan tinggi jatuh efektif (Varshney,1977:562):Heff  = EMAW – TWL – hldengan:Heff : Tinggi jatuh efektif (m)EMAW : Elevasi muka air waduk (m)TWL : Tail water level (m)hl :Total kehilangan tingi tekan (m)C.

     

    Daya Generator

    Generator listrik adalah sebuah alatyang memproduksi energi  listrik darisumber energi mekanikal, biasanya

    dengan menggunakan induksielektromagnetik. Efisiensi generator biasadiasumsikan 0,90 sampai 0,98 persenuntuk unit besar pada PLTA (Anonim,1989:5-18). Daya generator didapat dari

     persamaan (Arismunandar, 2004:19) :PG  = 9,8 x H x Q x ηt x ηG dengan:PG  : Daya generator (kW)H : Tinggi maksimum (m)Q : Debit outflow (m

    3/dtk)

    ηt  : Efisiensi turbinηG  : Efisiensi generatorD.  Energi Listrik yang Dihasilkan

    Produksi energi tahunan dihitung berdasarkan tenaga andalan. Tenagaandalan dihitung berdasarkan debitandalan yang tersedia untuk PLTA yang

     berupa debit outflow  dengan periode nharian.E = P x t x n

    = 9,8 x H x Q x ηg x ηt x t x ndengan:

    E : Energi tiap satu periode (kWH)H : Tinggi jatuh efektif (m)Q : Debit outflow (m3/dtk)ηg  : Efisiensi turbint : Lamanya operasi PLTA (jam)n : Jumlah hari dalam satu periode 

    ResevoirA.

     

    Metode Simulasi (SSR)

    Dalam situasi atau analisa perilakuoperasi waduk bertujuan untukmengetahui perubahan kapasitastampungan waduk

    Metode Simulasi atau SSR

    menggunakan persamaan sebagai berikut(Mc. Mahon, 1978:24) :Zt+1 = Zt + Qt - Dt untuk 0 ≤ Zt+1 ≤ C dengan:Zt+1 : Tampungan pada akhir periode t

    atau tampungan pada awal periodeke (t+1)

    Zt : Tampungan pada awal period ke tQt  : Debit masuk selama periode tDt : Pelepasan air atau besarnya

    kebutuhan air selama periode tC : Kapasitas waduk  

    B. 

    Lengkung Kapasitas Tampungandan Luas Genangan

    Menurut Linsley (1985:164) fungsiutama dari waduk adalah untuk

     penyediaan tampungan, maka cirifisiknya adalah kapasitas tampunganyang umumnya diwujudkan dengangrafik lengkung kapasitas. Dari lengkungkapasitas dapat diketahui elevasi wadukdan tinggi muka air operasi sesuai dengantampungan yang dikehendaki. Gambar 2menunjukkan lengkung kapasitas danlengkung luas genangan waduk Kusan 3hasil studi yang dilakukan oleh teamJICA.

    Gambar 2. Lengkung kapasitas dan luas

    genanganSumber : Studi perhitungan team JICA

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    4/12

    Hidrolika

    A. 

    Pipa Pesat ( Penstock)

    1.  Diameter Pipa Pesat

    Penentuan diameter pipa pesatmenggunakan metode Fahlbush Formula

    (Masonyi, 2009):

    D = 1,1212,0

    45,0

     H 

    dengan:D : Diameter penstock (m)Q : Debit pada penstock  (m3/det)H : Tinggi jatuh (m)

    2.  Koefisien Kehilangan Tingggi

    Tekan pada Pipa Pesat

    Perhitungan besarnya kehilangantinggi tekan pada pipa pesat dengan

     perhitungan kehilangan tinggi padaheadrace  menggunakan persamaan

    (Linsley, 1985:307) :

    Hl = Kg

    2

    2

     

    dengan :Hl : Kehilangan tinggi tekan (m)K : Koefisien kehilangan tinggi tekanV : Kecepatan air (m/det)G : Percepatan gravitasi (m/det2)

    3.  Tebal Pipa PesatPerhitungan tebal pipa pesat dapatmenggunakan persamaan Kode ASME(Gedeon, 1995:4-15) :

    T = 400

    20 D  (2-23)

    dengan:T : Tebal minimum (inci)D : Diameter pipa (inci) B.

     

    Turbin

    1. 

    Kecepatan Spesifik (Ns)

    Formula untuk menghitung besarnyakecepatan spesifik adalah ( Patty,

    1995:94) :

    dengan:ns : Kecepatan spesifikn : Putaran turbin ( rpm )P : Daya yang keluar ( kW )H : Tinggi jatuh efektif ( m )

    2.  Efisiensi

    Efisiensi turbin adalah perbandinganantara energi yang keluar dari turbin danenergi yang masuk turbin ( Patty,1995:92). Turbin air modern dioperasikan

     pada efisiensi mekanis lebih dari 90%(tidak terpengaruh efisiensitermodinamika).

    Sumber: Dandenkar dan Sharma, 1991:4463.  Dimensi Turbin

    Dimensi turbin meliputi diameterrunner bagian luar dan dalam dan jarakantar sudu turbin. Perhitungan dimensirunner turbin digunakan persamaansebagai berikut. 

    D =  

    =

    D =

    dengan :D : Diameter runner (m)H : Tinggi jatuh efektif (m)

     N : Kecepatan putaran turbin (rpm) 

    4. 

    Kavitasi

    Kavitasi adalah suatu kejadian yangtimbul dalam aliran dengan kecepatanyang besar, sehingga tekanan air menjadilebih kecil daripada tekanan uap airmaksimum di temperatur itu. 

    Untuk mengontrol kavitasi pada

    turbin, digunakan rumus Thoma (Patty,1995:100): 

    σ =

    dengan:σ  : KavitasiHa : Tekanan atmosfir ( m )Hw : Tekanan uap air disebelah bawah

    sudu rotor atau pada bagian atas

    4

    5

    2

    1

     H 

    Pnns  

    Gambar 3. Karakteristik Utama dari Turbin

    Kecepatan

    Kaplan

    Dayaguna/efisiensi

    Debit

    Turbin Reaksi

    Turbin Impuls

    Pelton

    Francis

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    5/12

      pipa lepas (m)Hs : Tinggi hisap atau draft head  ( m )Heff   : Tinggi jatuh air efektif ( m)

    Kavitasi akan terjadi pada σ = σcrit.Besar σcrit dapat dihitung dengan

     persamaan sebagai berikut (Dandenkardan Sharma,1991:440) :

    σcrit  =  

    dengan: Ns : Kecepatan spesifik

    Analisa Ekonomi

    A. 

    BCR ( Benefit Cost Ratio)Secara umum rumus untuk

     perhitungan BCR ini adalah (Suyanto,2001:39):

    dengan :PV : Present value BCR : Benefit Cost Ratio B.  NPV ( Net Present Value)

    Harga  Net Present Value diperolehdari pengurangan  Present Valuekomponen benefit dengan Present Value komponen cost  (Suyanto, 2001:39).

     NPV = PV komponen  Benefit   – PVkomponen Cost

    dengan :PV : Present value 

     NPV : Net Present ValueC.

     

    IRR ( Internal Rate of Return)Perhitungan nilai IRR ini dapat

    diperoleh cara coba-coba pada tingkatsuku bunga tertentu maka didapat BCR=1 ataupun dengan rumus sebagai berikut(Kodoatie, 1995:112):

    dengan :

    I’ : Suku bunga memberikan nilai NPV positif

    I” : Suku bunga memberikan nilai NPV negatif

     NPV : Selisih antara present value darimanfaat dari present value dari

     biaya NPV’ : NPV positif NPV” : NPV negative

    METODE

    Data-Data yang Dibutuhkan

    Data-data penunjang yang digunakandalam studi ini meliputi :1.  Skema Peta Topografi.

    2. 

    Data Debit Inflow Bulanan.3.  Data Bunga Biaya.

    Tahapan Perencanaan

    A. 

    Analisis Simulasi Operasi Waduk

    Menentukan jumlah kapasitastanpungan waduk :1.  Operasi Waduk Kusan diterapkan

    dalam periode bulanan selama 46tahun.

    2. 

    Memasukkan semua data yangdiketahui, mulai pertama sampai

    terakhir sepanjang rangkaian data.3.  Menghitung peluang kegagalan

    dengan menggunakan persamaan.4.  Menghitung besarnya keandalan

    dengan menggunakan persamaan.5.  Sebagai suatu pola, maka operasi

    Waduk Kusan 3 menjadi suatu siklussehingga tampungan pada awal siklusharus sama dengan tampungan padaakhir siklus.

    6. 

    Jika peluang kegagalan tak dapatditerima, dipilih lagi debit

     pembangkit dan langkah di atas diulang kembali.

    B.  Tinggi Jatuh Bruto (Hgross)

    Menghitung tinggi jatuh bruto dariselisih elevasi muka air waduk sesuai

     pola operasi bulanan tile water level (TWL). C.

     

    Pipa Pesat

    1. 

    Menghitung diameter pipa pesat.2.  Menghitung kehilangan tinggi tekan

     pipa pesat.

    3. 

    Menghitung tebal pipa pesat.D. 

    Tinggi Jatuh Efektif (Heff )

    Menghitung tinggi jatuh efektif daritinggi jatuh bruto dengan kehilangantinggi tekan. 

    E.  Turbin1.  Menghitung dimensi turbin.2.

     

    Menghitung kavitasi.

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    6/12

    F.  Kapasitas Daya Terpasang dan

    Energi yang dihasilkan

    1.  Menghitung besar daya padagenerator.

    2.  Menghitung energi per tahun.

    G. 

    Analisis Kelayakan Ekonomi1. Menghitung B/C ratio.2. Menghitung Net Present Value.3. Menghitung Internal Rate of Return.

    HASIL DAN PEMBAHASAN

    Analisis Simulasi Operasi Waduk

    Untuk perhitungan simulasi operasiwaduk ini menggunakan 8 alternatif debitrancangan yang digunakan sebagai datadebit outflow, yaitu : 35,55 m3/det, 31,99m

    3/det, 28,44 m

    3/det, 27,71 m

    3/det, 24,88

    m3/det, 21,33 m3/det, 17,77 m3/det, dan14,22 m

    3/det.

    Tabel 1. Ringkasan hasil analisis simulasioperasi waduk untuk berbagai draftoutflow.

    Analisis Tinggi Jatuh Bruto (Hgross)

    Perhitungan tinggi jatuh bruto pada bulan Januari adalah sebagai berikut :

    Elevasi Muka Air Waduk (EMAW) bulanJanuari = +120,00Tile Water Level (TWL) = +63,00Hgross  = EMAW – TWL

    = 120 – 63= 57 m

    Analisis Pipa Pesat ( Penstock)

    Dalam studi ini pipa pesat berjumlah3 buah dengan panjang masing-masing: - 

    Penstok utama : 217,96 m (2 buah)-  Penstock mini : 28,89 m (1 buah)

    Tabel 2. Rekapitulasi Nilai Diameter PipaPesat

    Uraian Satuan Alt-1 Alt-2 Alt-3 Alt-4 Alt-5 Alt-6 Alt-7 Alt-8

    Elevasi NWL m 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00

    Elevasi LWL m 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40

    Elevasi Tamp.Sedimen m 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50

    Volume waduk pada NWL Juta m3

    146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79 

    Volume waduk pada LWL Juta m3

    45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40 

    V olume tamp.sedimen Juta m3

    25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99 

    V olume efektif waduk Juta m3

    101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39 

    Debit inflow rata-2 m3/det 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55

    Draft debit otflow 1.0 0.9 0.8 0.7709 0.7 0.6 0.5 0.4

    Debit pembangkit m3/det 35.55  31.99  28.44  27.40  24.88  21.33  17.77  14.22 

    J um la h p er io de g ag al b ul an 165  121  102  94  75  49  28  14 

    J um la h p er io de s imu la si b ul an 564  564  564  564  564  564  564  564 

    P robabil itas kegagal an si mulasi p er th % 29.26% 21.45% 18.09% 16.67% 13.30% 8.69% 4.96% 2.48%

    P ro bab il it as k eb erh as il an s im ul as i p er t h % 70. 74% 78.55% 81.91% 83. 33% 86. 70% 91.31% 95. 04% 97. 52%

    P rob abil it as ke gagal an si mul asi pe r th hari 107  78  66  61  49  32  18  9 

    P ro bab il it as ke be rh as il an s i mu las i pe r t h h ari 258  287  299  304  316  333  347  356 

    Sumber :Tabel Perhitungan

       T   a   b   e   l   2 .   R   e   k   a   p   i   t   u   l   a   s   i   n   i   l   a   i   D   i   a   m   e   t   e   r   P   e   n   s   t   o   c   k   u   n   t   u   k   b   e   r   b   a   g   a   i   a   l   t   e   r   n   a   t   i    f

       u   n   i   t   u   t   a   m   a

       u   n   i   t   m

       i   n   i

       U   n   i   t   u   t   a   m   a    (   L   1    )   U   n   i   t   u   t   a   m   a    (   L   2    )   U   n   i   t   m   i   n   i    (   L   3    )

       U   n   i   t   u   t   a   m   a

       U   n   i   t   m   i   n   i

       U   n   i   t   u   t   a   m   a

       U   n   i   t   m   i   n   i

       U   n   i   t   u   t   a   m   a

       U   n   i   t   m   i   n   i

       U   n   i   t   u   t   a   m   a

       U   n   i   t   m   i   n   i

        m   3 /

       d   e   t

        m   3 /   d

       e   t

       m

       m

       m

       m

       m

       m

        m   2

        m   2

       m    /   d   e   t

       m    /   d   e   t

       c   m

       c   m

       1

       1   9   3 .   3   0

       5 .   0   0

       5   4 .   6   2

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       7 .   4   1

       1 .   3   9

       4   3 .   0   5

       1 .   5   1

       4 .   4   9

       3 .   3   1

       2 .   0   1

       0 .   4   8

       2

       1   7   1 .   9   7

       5 .   0   0

       5   4 .   6   4

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       7 .   0   3

       1 .   3   9

       3   8 .   7   4

       1 .   5   1

       4 .   4   4

       3 .   3   1

       1 .   9   1

       0 .   4   8

       3

       1   5   0 .   6   4

       5 .   0   0

       5   4 .   6   5

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       6 .   6   2

       1 .   3   9

       3   4 .   3   9

       1 .   5   1

       4 .   3   8

       3 .   3   1

       1 .   8   1

       0 .   4   8

       4

       1   4   4 .   4   3

       5 .   0   0

       5   4 .   6   5

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       6 .   4   9

       1 .   3   9

       3   3 .   1   1

       1 .   5   1

       4 .   3   6

       3 .   3   1

       1 .   7   8

       0 .   4   8

       5

       1   2   9 .   3   1

       5 .   0   0

       5   4 .   6   5

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       6 .   1   8

       1 .   3   9

       2   9 .   9   7

       1 .   5   1

       4 .   3   1

       3 .   3   1

       1 .   7   0

       0 .   4   8

       6

       1   0   7 .   9   8

       5 .   0   0

       5   4 .   6   6

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       5 .   7   0

       1 .   3   9

       2   5 .   4   8

       1 .   5   1

       4 .   2   4

       3 .   3   1

       1 .   5   7

       0 .   4   8

       7

       8   6 .   6   5

       5 .   0   0

       5   4 .   6   6

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       5 .   1   6

       1 .   3   9

       2   0 .   9   1

       1 .   5   1

       4 .   1   4

       3 .   3   1

       1 .   4   4

       0 .   4   8

       8

       6   5 .   3   2

       5 .   0   0

       5   4 .   6   4

       2   1   7 .   9   6

       2   1   7 .   9   6

       2   8 .   8   9

       4 .   5   4

       1 .   3   9

       1   6 .   2   1

       1 .   5   1

       4 .   0   3

       3 .   3   1

       1 .   2   8

       0 .   4   8

       S   u   m    b   e   r  :   T   a    b   e    l   P   e   r    h   i   t   u   n   g   a   n

       A   l   t   e   r   n   a   t   i    f

       L

       A

       T

       Q   p   e   m   b   a   n   g   k   i   t

       H

       D

       V

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    7/12

    Analisis Tinggi Jatuh Efektif (Heff )

    Perhitungan tinggi jatuh efektif padaalternatif 1 bulan januari :Hgross  = 57 mHl = hl major + hl minor

    = 0,18 + 2,20= 2,38

    Heff   = Hgross – hl= 57 – 2,38= 54,62 m 

    Tabel 3. Rekapitulasi Tinggi Jatuh EfektifH gross Hl Heff  

    m m m

    1 57.00 2.38 54.62

    2 57.00 2.36 54.64

    3 57.00 2.35 54.65

    4 57.00 2.35 54.65

    5 57.00 2.35 54.65

    6 57.00 2.34 54.667 57.00 2.34 54.66

    8 57.00 2.36 54.64

    Sumber : Hasil Perhitu ngan

    Alternatif 

     

    Analisis TurbinTurbin yang digunakan dalam

     perencanaan PLTA Kusan 3 ini adalahturbin vertical-kaplan pada unit utamadan vertical-francis pada unit mini, besardiameter turbin pada alternatif 1didasarkan pada tinggi Heff  sebesar 54,62

    m pada Tabel 3.- 

    Turbin Utama 

     

    Diameter Runner bagian luar (D2)

    D2 = N 

     H  x93,38  

    =250

    62,5493,38  x  

    = 1,15 m

     Diameter Runner Bagian Dalam

    2

    1

     D

     D =

    3

    D1 =  D3

    22

    =3

    2. 1,15

    = 0,77 m- 

    Turbin Mini 

     Diameter Runner bagian luar (D2)

    D2 =750

    62,5493,38  x  

    = 0,38 m

     

    Diameter Runner Bagian Dalam

    D1 =  D3

    22

    =3

    2. 0,38

    = 0,26 mTabel 4. Rekapitulasi PerhitunganDiameter Turbin

        T   a    b   e    l    4 .    R   e    k   a   p    i   t   u    l   a   s    i    P   e   r    h    i   t   u   n   g   a   n    D    i   a   m   e   t   e   r    T   u   r    b    i   n   p   a    d   a   m   a   s    i   n   g  -   m   a   s    i   n   g    A    l   t   e   r   n   a   t    i    f

        U   n    i   t   u   t   a   m   a

        U   n    i   t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m

       a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a

        U   n    i    t   m    i   n    i

        U   n    i    t    U    t   a   m   a    U   n    i    t   m    i   n    i

        M    W

        M    W

       m

       r   p   m

       r   p   m

       m

       m

       m

       m

       r   p   m

       r   p   m

       m

       m

        1

        (    2   x    4    2 ,    6

        8    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        2

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        3    4    7 .    8

        2

        2    8    4 .    7

        6

        0 .    3

        7    8

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        2

        (    2   x    3    7 ,    8

        6    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        4

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        3    2    7 .    4

        4

        2    8    4 .    7

        0

        0 .    3

        6    7

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        3

        (    2   x    3    3 ,    0

        3    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        5

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    7

        7

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        3    0    5 .    7

        7

        2    8    4 .    6

        7

        0 .    3

        5    6

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    1

        3

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        4

        (    2   x    3    2 ,    0

        6    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        5

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        2    9    9 .    1

        8

        2    8    4 .    6

        7

        0 .    3

        5    3

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        5

        (    2   x    2    8 ,    1

        9    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        5

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        2    8    2 .    4

        9

        2    8    4 .    6

        7

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        6

        (    2   x    2    3 ,    3

        6    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        6

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        2    5    7 .    0

        8

        2    8    4 .    6

        3

        0 .    3

        3    6

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        7

        (    2   x    1    8 ,    5

        2    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        6

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        2    2    8 .    9

        1

        2    8    4 .    6

        3

        0 .    3

        2    8

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        8

        (    2   x    1    3 ,    6

        8    )

        2 ,    2    7

        5    4 .    6

        4

        2    5    0

        7    5    0

        1 .    1

        5

        0 .    3

        8

        0 .    7

        7

        0 .    2

        6

        1    9    6 .    8

        1

        2    8    4 .    7

        0

        0 .    3

        2    1

        0 .    3

        4    6

        0 .    3

        8    8

        0 .    3

        8    8

        0 .    5

        0

        0 .    0

        8

       a   m   a   n

       a   m   a   n

        S   u   m    b   e   r   :    H   a   s    i    l    P   e   r    h    i   t   u   n   g   a   n

        t

        K   e    t   e   r   a   n   g   a   n

        A    l   t   e   r   n   a   t    i    f

        H

       σ    c

       r    i    t

       σ

        N

        P

        D    2   r   u   n   n   e   r

        D    1   r   u   n   n   e   r

        N   s

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    8/12

    Analisis Kapasitas Daya Terpasang

    dan Energi yang dihasilkan

    Sesuai dengan perhitungan simulasikapasitas tampungan waduk denganmenggunakan alternatif 1 yang memiliki

    tingkat probabilitas keandalan 70,74%didapat.- 

    Perhitungan Daya Peak Load  P Peak Load = 9,8 x Heff  x Q x ηt x ηg 

    = 9,8 x 54,62 x 188,3 x 90% x 94%= 85357,44 kW

    Perhitungan Daya Base Load  P Base Load = 9,8 x Heff  x Q x ηt x ηg 

    = 9,8 x 54,62 x 5 x 90% x 94%= 2266,53 kW

    Daya generatorDaya generator = daya peak load + daya

     base load= 85357,44 + 2266,53= 87623,97 kW= 87,62 MW

    Daya riil = 88 MW

    -  Energi Peak Load  E Peak Load = P Peak Load x t x n

    = 85357,44 x 4 x 31

    = 10584322,68 kWh

    Energi Base  Load  

    E  Base Load = P Base Load x t x n

    = 2266,53 x 20 x 31

    = 1405247,30 kWh

    Energi riil

    E riil = Daya riil x t x n 

    = 87623,97 x 24 x 31

    = 65192232,82 kWh

    -  Energi per tahunEnergi per tahun = 653303147,57 kWh

    = 653,30 GWh

    Tabel 5. Rekapitulasi Perencanaan Daya Terpasang PLTA Kusan 3

    Uraian Satuan Alt-1 Alt-2 Alt-3 Alt-4 Alt-5 Alt-6 Alt-7 Alt-8

    Elevasi NWL m 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00

    Elevasi LWL m 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40

    Elevasi Tamp.Sedimen m 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50Volume waduk pada NWL Juta m

    3146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79  146.79 

    Volume waduk pada LWL Juta m3

    45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40  45.40 

    Volume tamp.sedimen Juta m3

    25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99  25.99 

    Volume efektif waduk Juta m3

    101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39  101.39 

    Debit inflow rata-2 m3/det 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55

    Draft debit otflow 1.0 0.9 0.8 0.7709 0.7 0.6 0.5 0.4

    Debit pembangkit m3/det 35.55  31.99  28.44  27.40  24.88  21.33  17.77  14.22 

    Debit pembangkit peak load m3/det 188.30  166.97  145.64  141.29  124.31  102.98  81.65  60.32 

    Debit pembangkit base load m3/det 5.00  5.00  5.00  5.00  5.00  5.00  5.00  5.00 

    Jumlah periode gagal bulan 165  121  102  94  75  49  28  14 

    Juml ah pe riode si mul asi bul an 564  564  564  564  564  564  564  564 

    Probabilitas kegagalan simulasi per th % 29.26% 21.45% 18.09% 16.67% 13.30% 8.69% 4.96% 2.48%

    Probabilitas keberhasilan simulasi per th % 70.74% 78.55% 81.91% 83.33% 86.70% 91.31% 95.04% 97.52%

    Probabilitas kegagalan simulasi per th hari 107  78  66  61  49  32  18  9 

    Probabili tas kebe rhasilan simulasi per th hari 258  287  299  304  316  333  347  356 Output energy tahunan GWh 638.08  589.79  530.04  510.8  464.32  399.58  326.06  251.49 

    Daya generator MW 87.62  77.98  68.32  65.51  58.65  48.98  39.31  29.62 

    Daya riil MW 87.62  77.98  68.00  65.00  58.65  48.98  39.00  29.62 

    Daya Terpasang MW 88 78 68 65 59 49 39 30

    Sumber : Tabel Perhitungan

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    9/12

    Analisis Kelayakan Ekonomi

    Komponen biaya pada studi initerdiri dari biaya modal dan biaya OP.Biaya modal meliputi biaya langsung(pipa pesat, rumah pembangkit dan

    instalasi pembangkit) dan biaya taklangsung (contingecies  dan biaya

    engineering). Sedangkan biaya OPsebesar 2,5% dari biaya investasi. Untuknilai tukar rupiah Rp. 9.590,00 per 8Oktober 2012 (berdasarkan BI rate). 

    Harga satuan dalam studi inimenggunakan harga satuan pada tahun1983, sehingga perlu dilakukan eskali

     pada tahun sekarang 2012 yangdidasarkan pada gambar 4.

    Sehingga didapat:Y = 7,7858 . X - 15317Y = 7,7858 . 2012 - 15317

    = 348,12

    Faktor eskalasi EF = 1 -12,348

    12212,348    

    = 0,35 Berikut rekapitulasi perhitungan

     biaya konstruksi pada berbagai altenatifdaya terpasang.

    Gambar 4. Satuan HargaSumber : Hasil Perhitungan

    Q Pembangkit H efektif P Nilai Tukar Biaya Biaya Biaya Biaya Biaya Total

    (m3/detik) (m) (kW) (Rp) Main Dam Intake Pipa Pesat Power House Power Equipment Biaya

    1 193.30 54.62 87623.97 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 4,446,891.54$ 9,721,095.31$ 11,149,319.21$ 27,378,167.54$ 63,608,009.05$

    2 171.97 54.64 77983.51 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 4,154,048.53$ 8,910,736.46$ 10,141,913.79$ 24,647,602.31$ 58,766,836.53$

    3 150.64 54.65 68000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,845,892.03$ 8,074,907.57$ 9,101,341.85$ 21,786,850.75$ 53,721,527.63$

    4 144.43 54.62 65000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,752,892.66$ 7,826,277.42$ 8,790,746.75$ 20,919,844.78$ 52,202,297.05$

    5 129.31 54.65 58649.14 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,519,337.11$ 7,208,813.84$ 8,049,569.64$ 19,070,932.12$ 48,761,188.16$

    6 107.98 54.66 48983.78 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,170,550.08$ 6,305,384.37$ 6,956,849.81$ 16,216,150.57$ 43,561,470.27$

    7 86.65 54.66 39000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 2,792,130.47$ 5,355,581.22$ 5,812,664.32$ 13,208,661.96$ 38,081,573.42$

    8 65.32 54.62 29620.76 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 2,372,730.53$ 4,344,327.87$ 4,632,896.03$ 10,313,565.10$ 32,576,054.96$

    87,300,283.56$ 28,054,472.95$ 57,747,124.05$ 64,635,301.39$ 153,541,775.12$ 391,278,957.06$

    Sumber : Hasil Perhitungan

    Tabel 6. Perhitungan Biaya Konstruksi pada berbagai Alternatif Debit Pembangkit

    Alternatif 

    Jumlah

    Tabel 7. Perhitungan Biaya Konstruksi pada berbagai Alternatif Debit Pembangkit

    Q Pembangkit Faktor Eskalasi Total Biaya Total Biaya Biaya Biaya Biaya

    (m3/detik) EF CT CT' Contingecies Enginering Modal Operasional Total

    1 193.3 0.350 63,608,009.05$ 181,501,804.17$ 9,075,090.21$ 9,075,090.21$ 199,651,984.59$ 4,991,299.61$ 204,643,284.21$

    2 171.97 0.350 58,766,836.53$ 167,687,796.17$ 8,384,389.81$ 8,384,389.81$ 184,456,575.78$ 4,611,414.39$ 189,067,990.18$

    3 150.64 0.350 53,721,527.63$ 153,291,296.72$ 7,664,564.84$ 7,664,564.84$ 168,620,426.39$ 4,215,510.66$ 172,835,937.05$

    4 144.43 0.350 52,202,297.05$ 148,956,259.42$ 7,447,812.97$ 7,447,812.97$ 163,851,885.36$ 4,096,297.13$ 167,948,182.50$

    5 129.31 0.350 48,761,188.16$ 139,137,252.64$ 6,956,862.63$ 6,956,862.63$ 153,050,977.90$ 3,826,274.45$ 156,877,252.35$

    6 107.98 0.350 43,561,470.27$ 124,300,155.98$ 6,215,007.80$ 6,215,007.80$ 136,730,171.58$ 3,418,254.29$ 140,148,425.87$

    7 86.65 0.350 38,081,573.42$ 108,663,584.73$ 5,433,179.24$ 5,433,179.24$ 119,529,943.20$ 2,988,248.58$ 122,518,191.78$

    8 65.32 0.350 32,576,054.96$ 92,953,903.72$ 4,647,695.19$ 4,647,695.19$ 102,249,294.09$ 2,556,232.35$ 104,805,526.44$

    391,278,957.06$ 1,116,492,053.55$ 55,824,602.68$ 55,824,602.68$ 1,228,141,258.90$ 30,703,531.47$ 1,258,844,790.37$

    Sumber : Hasil Perhitungan

    Alternatif Biaya

    Jumlah

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    10/12

    Manfaat ( Benefit)

    Komponen benefit dari studi inididasarkan atas harga jual listrik yangdikeluarkan oleh PLN sebesar Rp 782,00.Diasumsi pembangunan PLTA Kusan 3

    mulai dikerjakan pada tahun 2013 di saatselesainya pembangunan Waduk Kusandengan jangka waktu pelaksanaan selama5 tahun sehingga selesai akhir tahun2018, maka harga listrik yang digunakanadalah pada tahun 2018 sebesar Rp815,00 (harga listrik mengalami kenaikankarena pengaruh inflasi 12% setiap

     periode). Berikut adalah perhitunganmanfaat PLTA Kusan 3 dalam satu tahun(tahun 2018) pada alternatif 1.Produksi energi tahunan =

    638.078.649,10 kWhHarga jual listrik = Rp 876,00/kWhBenefit PLTA = produksi energi tahunan

    x harga jual listrik= 638.078.649,10 x 876= Rp 558.956.896.809,51= US$ 58.285.390,68

    BCR Benefit-cost   ratio  PLTA Kusan 3

     pada masing-masing alternatif adalahsebagai berikut : 

    C  B  alt- 1

    =PPVbiayaOalPVbiaya

    PVmanfaat 

    &mod     

    =

    92,254.312.116$85,037.190.235$

    60,039.124.587.2$

    US US 

    US 

    = 7,36Tabel 8. Perhitungan Rekapitulasi BCR  

    NPV

     Net Present Value  berdasarkan nilai biaya dan manfaat diatas adalah sebagai berikut :  NPV alt-1 = PV  manfaat – (PV  biaya

    modal + PV  biaya O&P)

    = US$ 2.587.124.039,60 – (US$

    235.190.037,85 + US$

    116.312.254,92)

    = US$ 2.235.621.746,83

    Tabel 9. Perhitungan Rekapitulasi NVP

    IRRBerikut adalah hasil perhitungan IRR

     pada masing-masing alternatif.Tabel 10. Perhitungan Rekapitulasi IRR

    Q Pembangkit

    (m3/detik)

    1 193.30 3.32% 16.89%

    2 171.97 3.32% 16.90%

    3 150.64 3.32% 16.72%

    4 144.43 3.32% 16.63%

    5 129.31 3.32% 16.34%

    6 107.98 3.32% 15.93%

    7 86.65 3.32% 16.32%

    8 65.32 3.32% 14.48%

    Sumber : Hasil Perhitungan

    Tingkat Suku BungaAlternatif 

     

    KESIMPULAN DAN SARANBerdasarkan hasil analisa

     perhitungan yang telah dilakukan , makadapat disimpulkan beberapa hal sebagai

     berikut:1.

     

    Tinggi jatuh efektif sebesar :

     

    Alternatif 1Hgross  = 57,00 mHl = 2,38 mHeff   = 54,62 m

     

    Alternatif 2Hgross  = 57,00 mHl = 2,36 m

    1 2,587,124,039.60$ 82,423,258.12$ 40,762,079.46$ 21.00

    2 2,391,334,719.65$ 76,150,066.77$ 37,659,698.77$ 21.01

    3 2,149,069,952.36$ 69,612,355.51$ 34,426,500.86$ 20.66

    4 2,070,912,644.49$ 67,643,736.52$ 33,452,928.52$ 20.48

    5 1,882,627,230.40$ 63,184,747.62$ 31,247,754.11$ 19.94

    6 1,620,104,830.42$ 56,446,953.17$ 27,915,605.90$ 19.20

    7 1,322,015,661.37$ 49,346,102.83$ 24,403,909.90$ 17.93

    8 1,019,684,912.33$ 42,212,052.02$ 20,875,794.74$ 16.16

    Sumber : Hasil Perhitungan

    PV Manfaat PV Biaya modal PV Biaya O&P B/CAlternatif 

    1 2,587,124,039.60$ 82,423,258.12$ 40,762,079.46$ 2,463,938,702.02$

    2 2,391,334,719.65$ 76,150,066.77$ 37,659,698.77$ 2,277,524,954.10$

    3 2,149,069,952.36$ 69,612,355.51$ 34,426,500.86$ 2,045,031,096.00$

    4 2,070,912,644.49$ 67,643,736.52$ 33,452,928.52$ 1,969,815,979.45$

    5 1,882,627,230.40$ 63,184,747.62$ 31,247,754.11$ 1,788,194,728.68$

    6 1,620,104,830.42$ 56,446,953.17$ 27,915,605.90$ 1,535,742,271.35$

    7 1,322,015,661.37$ 49,346,102.83$ 24,403,909.90$ 1,248,265,648.65$

    8 1,019,684,912.33$ 42,212,052.02$ 20,875,794.74$ 956,597,065.57$

    Sumber : Hasil Perhitungan

    PV Manfaat PV Biaya modal PV Biaya O&P NPVAlternatif 

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    11/12

    Heff   = 54,64 m

     

    Alternatif 3Hgross  = 57,00 mHl = 2,35 mHeff   = 54,65 m

     

    Alternatif 4Hgross  = 57,00 mHl = 2,35 mHeff   = 54,65 m

      Alternatif 5Hgross  = 57,00 mHl = 2,35 mHeff   = 54,65 m

     

    Alternatif 6Hgross  = 57,00 mHl = 2,34 mHeff   = 54,66 m

     

    Alternatif 7Hgross  = 57,00 mHl = 2,34 mHeff   = 54,66 m

     

    Alternatif 8Hgross  = 57,00 mHl = 2,36 mHeff   = 54,64 m

    2.  Kapasitas daya terpasang dan energilistrik pertahun sebesar :

      Alternatif 1

    Daya Terpasang = 88 MWDaya riil = 87,62 MWEnergi riil = 638.078,65 kWH

      Alternatif 2Daya Terpasang = 78 MWDaya riil = 77,98 MWEnergi riil = 598.789,90 Kwh

     

    Alternatif 3Daya Terpasang = 68 MWDaya riil = 68,00 MWEnergi riil = 530.038,62 kWH

     

    Alternatif 4Daya Terpasang = 65 MWDaya riil = 65,00 MWEnergi riil = 510.762,19 kWH

      Alternatif 5Daya Terpasang = 59 MWDaya riil = 58,65 MWEnergi riil = 464.324,18 kWH

     

    Alternatif 6Daya Terpasang = 49 MWDaya riil = 48,98 MWEnergi riil = 399.576,63 kWH

     

    Alternatif 7

    Daya Terpasang = 39 MWDaya riil = 39,00 MWEnergi riil = 326.057,02 kWH

     

    Alternatif 8Daya Terpasang = 30 MWDaya riil = 29,62 MWEnergi riil = 251.491,29 kWH

    3. 

     Nilai BCR, NPV, IRR, dan payback periode dari delapan alternatif didapatsebesar :

     

    Alternatif 1BCR = 7,36

     NPV = US $2.235.621.746,83IRR = 16,89%Payback periode = 1,93

      Alternatif 2BCR = 7,36

     NPV = US $2.066.585.083,74IRR = 16,90%Payback periode = 1,92

     

    Alternatif 3BCR = 7,24

     NPV = US $1.852.201.045,16

    IRR = 16,72%Payback periode = 1,96

     

    Alternatif 4BCR = 7,18

     NPV = US $1.782.439.111,42IRR = 16,63%Payback periode = 2,03

      Alternatif 5BCR = 6,99

     NPV = US $1.613.169.504,98IRR = 16,34%Payback periode = 2,03

     

    Alternatif 6BCR = 6,73

     NPV = US $1.379.381.108,59IRR = 15,93%Payback periode = 2,11

     

    Alternatif 7BCR = 6,28

     NPV = US $1.111.574.231,61IRR = 16,32%

  • 8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA

    12/12

    Payback periode = 2,26

     

    Alternatif 8BCR = 5,66

     NPV = US $839.667.361,39IRR = 14,48%

    Payback periode = 2,50

    Berdasarkan hasil analisa perhitungan yang telah dilakukan , makadapat disarankan beberapa hal sebagai

     berikut:1.

     

    Alternatif yang paling ekonomis danlayak untuk dikerjakan adalahalternative 3 dan 4. Dan jika dilihatdari sapek teknis, alternatif 3 dinilailayak dikerjakan karena mempunyai

    nilai probabilitas debit andalan

    sebesar 91,18% dengan kapasitasdaya terpasang sebesar 68 MW.

     Namun, hal ini perlu ditinjau ulangdengan melihat aspek lingkunganuntuk pertimbangan selanjutnya.Perlu juga ditinjau terhadap rumus-rumus praktis dalam penentuan biayakonstruksi PLTA (capital cost ).Sebab, rumus tersebut hanya

     pendekatan empirik berdasarkan pengalaman lapangan. Tentunya akanlebih akurat jika menggunakanrancangan anggaran biaya proyekatau dirancang berdasarkan HSP(Harga Satuan Pekerjaan) wilayahsetempat. 

    2. 

    Mengingat akan peranan PLTAKusan 3 adalah PLTA yang memasoksumber listrik pada 2 provinsi,

    Kalimantan Selatan-Tengah makadari itu diperlukan sebuah

     pengawasan dan pemeliharaan pembangkit listrik yang dilakukan

    secara berkala, agar pengoperasian pembangkit bisa berjalan optimal dan

    tanpa kendala serta apabila terjadikerusakan pada pembangkit dapat

    segera diadakan perbaikan agar pembangkit listrik yang direncanakandapat digunakan dalam jangka waktuyang lama. 

    DAFTAR PUSTAKA

    Arismunandar, Artono. 2004. Pegangan TeknikTenaga Listrik. Jakarta: Pradya Paramita.

    Dandenkar, MM dan Sharma, KN. 1991.

    Pembangkit Listrik Tenaga Air. Jakarta:Penerbit Universitas Indonesia.

    Gedeon, Gilbert, P.E. 1995. Planning andDesign of Hydro-Electric Power Plants. Washington: Departement Of The Army U.S. Army Corps of Engineers.

    Linsley, Ray K dan Franzini, Joseph B. 1985.Teknik Sumber Daya Air Jilid 1. Jakarta:Erlangga.

    Masonyi, Emil. 2009. Water PowerDevelopment Volume Two/ A. Indianedition.

    Mc. Mahon, T.A. and Mein, R.G. 1978.Reservoir Capacity and Yield.Amsterdam: Elsevier Scientified PublishingCompany.

    Patty, O.F. 1995. Tenaga Air. Surabaya:Erlangga.

    Suyanto, Adhi, dkk. 2001. Ekomi TeknikProyek Sumberdaya Air. Jakarta: MHI.

    Varshney,R.S. 1977. Hydro-Power Structure.India: N.C Jain at the Roorkee Press.