studi kelayakan pembangunan pembangkit listrik tenaga ... · turbin dan generator dimensi pipa...

Studi Kelayakan Pembangunan PembangkitListrik Tenaga Pasang Surut di Balikpapan

Aris Wicaksono Nugroho | 2211106034

Dosen Pembimbing

Heri Suryoatmojo ST., MT., Ph.D

Ir. Sjamsul Anam, MT.

Pendahuluan

Latar Belakang Energi laut adalah energi terbarukan dengan potensi yang besar. Kelistrikan Kalimantan Timur mengalami defisit.

Rumusan Masalah Analisa potensi energi pasang surut, besar daya listrik terbangkit, kelayakan

pembangunan pembangkit ditinjau dari segi teknis.

Batasan Masalah Metode konversi menggunakan bendungan pasang surut dengan menggunakan

data pasang surut 2013. Analisa finansial merupakan analisa penunjang. Biaya konstruksi sipil, biaya

operasi, dan inflasi per tahun menggunakan asumsi merujuk pada standar yang digunakan.

Tujuan Mempelajari kelayakan perencanaan pembangkit listrik tenaga pasang surut di

Balikpapan ditinjau dari segi teknis

Perencanaan Pembangkit

Lokasi Perencanaan


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Keti

nggia

n (

m)

Tanggal


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

Kedalaman Laut


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

Kedalaman Laut

Luas Area Kolam Bendungan

Nama Ukuran

Panjang Bendungan 4,51 km

Lebar Bendungan 27 m

Luas Area Kolam Bendungan 27.665.300,0317 m2


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

Kedalaman Laut


Turbin dan Generator


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

Kedalaman Laut



Dimensi Pipa Pesat

Turbin dan Generator Pipa Pesat

Diameter 3, 24 m 3, 75 x 10 m


Lokasi Perencanaan

Data Pasang Surut

Kedalaman Laut



Dimensi Pipa Pesat

Desain Bendungan

Prinsip Kerja Pasang Surut

Analisa Potensi Energi

Penentuan Jumlah Turbin dan Generator

5 10

15 20



Perubahan Ketinggian Air Kolam Bendungan

𝑄 = 2𝑔ℎ 𝑥 𝐴𝑝

Dimana :

𝑄 : debit aliran air (m3/s)

𝑔 : percepatan gravitasi

(9.8m/s2)

ℎ𝑠 : ketinggian permukaan air (m)

𝐴𝑝 : luas pipa pesat (m2)

𝑃𝑒𝑟𝑢𝑏𝑎ℎ𝑎𝑛 𝐾𝑒𝑡𝑖𝑛𝑔𝑔𝑖𝑎𝑛

= 2𝑔ℎ 𝑥𝐴𝑝𝑡

𝐴𝑏

Dimana :

𝐴𝑏 : luas area kolam

bendungan (m2)

𝑡 : waktu (s)

ℎ𝑏𝑛 = ℎ𝑏𝑛−1 + ( 2𝑔ℎ𝑠𝑛−1 𝑥𝐴𝑝𝑡

𝐴𝑏)

ℎ𝑏𝑛 = ℎ𝑏𝑛−1 − ( 2𝑔ℎ𝑠𝑛−1 𝑥𝐴𝑝𝑡

𝐴𝑏)

Dimana :

ℎ𝑏𝑛 : ketinggian kolam bendungan pada periode n

(m)

ℎ𝑏𝑛−1 : ketinggian kolam bendungan sebelum

periode n (m)

𝑔 : percepatan gravitasi (9.8m/s2)

ℎ𝑠 : ketinggian permukaan air laut sebelum

periode n (m)

𝐴𝑝 : luas pipa pesat (m2)

𝐴𝑏 : luas area kolam bendungan (m2)

𝑡 : waktu (s)




0

0.5

1

1.5

2

2.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Keti

nggia

n (

m)

Jam

Sea Level Basin Level




Head Net

ℎ = ℎ𝑠 − ℎ𝑏

Dimana :

ℎ : perbedaan ketinggian antara ketinggian

permukaan air laut dengan ketinggian

permukaan air kolam bendungan

(m)

ℎ𝑠 : ketinggian permukaan air laut (m)

ℎ𝑏 : ketinggian permukaan air kolam

bendungan (m)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

19 0.28 0.41 0.50 0.47 0.35 0.16 0.04 0.38 0.48 0.55 0.51 0.28

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

19 0.18 0.02 0.27 0.40 0.30 0.12 0.08 0.29 0.41 0.51 0.37 0.08




Head Net

Energi Potensial

𝐸𝑝 =1

2𝐴𝑏𝜌𝑔ℎ

2

Dimana :

𝐸𝑝: energi potensial (Joule)

𝐴𝑏: luas area kolam bendungan (m2)

𝜌: massa jenis air (1025 kg/m3)

𝑔: percepatan gravitasi (9.8 m/s2)

ℎ: perbedaan ketinggian antara ketinggian

permukaan air laut dengan ketinggian

permukaan air kolam bendungan (m)




Head Net

Energi Potensial

Daya Hidrolis Air

𝑃ℎ =𝜂𝑐𝐸𝑝

𝑡

Dimana :

𝑃ℎ: daya hidrolis air (Watt)

𝜂𝑐: efisiensi konversi (%)

𝐸𝑝: energi potensial (Joule)

𝑡: waktu (s)




Head Net

Energi Potensial

Daya Hidrolis Air

Daya Listrik Terbangkit

𝑃 = 𝑃ℎ𝜂𝑡𝜂𝑔Dimana :

𝑃 : daya listrik terbangkit (Watt)

𝑃ℎ : daya hidrolis air (Watt)

𝜂𝑡 : efisiensi turbin (%)

𝜂𝑔 : efisiensi generator (%)

Bulan Daya Listrik Terbangkit (kW)

Januari 1.756.600,64

Februari 1.577.674,77

Maret 1.876.772.61

April 1.691.333,00

Mei 1.617.892,46

Juni 1.544.746,12

Juli 1.619.794,39

Agustus 1.708.806,02

September 1.701.144,79

Oktober 1.611.734,87

November 1.541.544,53

Desember 1.556.450,32

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya

Mineral No. 04 Tahun 2012.

a. Rp 656/kWh x F, jika terinterkoneksi pada tegangan

menengah.

b. Rp 1.004/kWh x F, jika terinterkoneksi pada tegangan

rendah.

Dimana F adalah faktor insentif sesuai dengan lokasi

pembelian tenaga listrik, dengan nilai :

a. F = 1, untuk wilayah Jawa dan Bali.

b. F = 1,2, untuk wilayah Sumatera dan Sulawesi.

c. F = 1,3, untuk wilayah Kalimantan, Nusa Tenggara

Barat, dan Nusa Tenggara Timur.

d. F = 1,5, untuk wilayah Maluku dan Papua.

../Data Primer/Permen ESDM 04 2012.pdf

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik

Penjualan Listrik

Bulan Penjualan Listrik

Januari Rp 2.292.715.158,05

Februari Rp 2.059.181.110,73

Maret Rp 2.449.563.611,24

April Rp 2.207.527.833,00

Mei Rp 2.111.673.239,77

Juni Rp 2.016.202.637,67

Juli Rp 2.114.155.634,25

Agustus Rp 2.230.333.618,08

September Rp 2.220.334.178,54

Oktober Rp 2.103.636.351,20

November Rp 2.012.023.914,52

Desember Rp 2.031.478.955,16

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik

Penjualan Listrik

Biaya Investasi

Turbin & Generator: Rp 90.079.649.550

Bendungan : Rp 143.715.650.000

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik

Penjualan Listrik

Biaya Investasi

Biaya Operasi

Biaya Pemeliharaan dan Perawatan : Rp 900.796.495

Jabatan Jumlah

Karyawan

Gaji Karyawan Jumlah Gaji Per

Tahun

Supervisor 2 Rp 8.000.000 Rp 288.000.000

Engineer 4 Rp 5.000.000 Rp 240.000.000

Teknisi 8 Rp 3.000.000 Rp 288.000.000

General Service 3 Rp 1.800.000 Rp 64.800.000

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik

Penjualan Listrik

Biaya Investasi

Biaya Operasi

Nilai MIRR

Tahun Aliran Dana

2013 - Rp 209,728,069,803.29

2014 Rp 25,137,143,067.79

2015 Rp 26,254,237,607.62

2016 Rp 27,420,569,299.81

2017 Rp 28,638,282,045.45

2018 Rp 29,909,611,368.72

2019 Rp 31,236,888,217.00

2020 Rp 32,622,542,910.76

2021 Rp 34,069,109,248.43

2022 Rp 35,579,228,771.88

2023 Rp 37,155,655,198.09

𝑀𝐼𝑅𝑅 =𝑛 )𝐹𝑉 (𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑐𝑎𝑠ℎ 𝑓𝑙𝑜𝑤, 𝑟𝑒𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 𝑟𝑎𝑡𝑒

)−𝑃𝑉 (𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑐𝑎𝑠ℎ 𝑓𝑙𝑜𝑤, 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑟𝑎𝑡𝑒− 1

Finance Rate dan Reinvest Rate Nilai MIRR

6% 7%

12% 9%

18% 9%

Analisa Finansial

Harga Jual Listrik

Penjualan Listrik

Biaya Investasi

Biaya Operasi

Nilai MIRR

Break even point

Dengan suku bunga pinjaman 6%,

maka break even point akan

tercapai pada 2024

Kesimpulan

• Perencanaan pembangkit menggunakan luas area kolam bendungan sebesar 27.665.300,0317 m2 dengan dimensi pipa pesat 3,75 x 10 m.

• Turbin yang sesuai digunakan di lokasi perencanaan adalah turbin Kaplan jenis bulb, karena turbin ini dapat bekerja di head rendah dan debit air yang kecil. Turbin yang digunakan memiliki daya keluaran 502,32 kW sebanyak 30 buah, 15 untuk tiap fase pasang surut.

• Ketinggian pasang surut yang paling tinggi di Teluk Balikpapan terjadi pada bulan Juli, tetapi daya listrik terbangkit terbesar terjadi pada bulan Maret. Hal ini dikarenakan perubahan pasang surut pada bulan Juli tidak sebesar pada bulan Maret

• Daya listrik terbangkit adalah 2.060, 26 kWh. Total daya terbangkit selama satu tahun adalah 18,04 Giga Watt.

• Nilai MIRR dengan finance rate dan reinvest rate 6%, 12%, dan 18% adalah 7%, 9%, dan 9%. Nilai MIRR dapat menjadi indikator kelayakan finansial sebagai penunjang studi kelayakan.

• Dengan menggunakan suku bunga pinjaman 6%, break even point terlampaui pada tahun 2024.

Terima Kasih

Periode Kerja Generator

0

0.5

1

1.5

2

2.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Keti

nggia

n (

m)

Jam

Generating Period Sea Level Basin Level

Referensi

• Konversi Pasang Surut

• Harga Jual Listrik

• Biaya Bendungan

• MIRR

• Turbin dan Generator

• La Rence

../Dasar Teori/Word Paper 141 JX_RAF_BL_GT Applied_Energy_2012_2.pdf

../Data Primer/Permen ESDM 04 2012.pdf

C:/Users/Aris/Downloads/Documents/AHPS2013.pdf

../Gambar Pendukung/Modified internal rate of return - Wikipedia, the free encyclopedia.htm

../Data Primer/Indonesia project water turbine type .pdf

C:/Users/Aris/Downloads/Documents/La Rance-BHA-Oct 2009.pdf