Download - 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


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


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


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

Q

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

V

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


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.


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


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

2

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


8/12

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


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$


Alternatif Biaya

Jumlah


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%


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


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$


PV Manfaat PV Biaya modal PV Biaya O&P NPVAlternatif


11/12

Heff = 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 7

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




NPV = US $1.852.201.045,16

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








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


12/12

Payback periode = 2,26


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.