STUDI KELAYAKAN PEMASANGAN PLTMH DI SALURAN IRIGASI LODAGUNG PADA BENDUNGAN WLINGI BLITAR

STUDI KELAYAKAN PEMASANGAN PLTMH DI SALURAN IRIGASI LODAGUNG PADA BENDUNGAN WLINGI BLITAR Ridho Hashiddiqi 1, Suwanto Marsudi 2, Ery Suhartanto 2 1 Mahasiswa Program Sarjana Teknik Jurusan Pengairan Universitas Brawijaya 2 Dosen Teknik Pengairan Fakultas Teknik Universitas Brawijaya e-mail: hashiddiqiisme@yahoo.com ABSTRAK Indonesia merupakan negara yang memiliki potensi sumber daya air yang berlimpah dan bisa dimanfaatkan dalam berbagai hal, salah satunya adalah pengembangan sumber daya air menjadi sumber energi. Dengan memanfaatkan bangunan air yang sudah ada bisa dikembangkan menjadi unit pembangkit listrik dengan skala kecil (PLTMH). Studi kelayakan diperlukan untuk mengidentifikasi potensi yang dapat dikembangkan. Studi berlokasi pada bendungan Wlingi, Kabupaten Blitar. PLTMH direncanakan dengan memanfaatkan debit irigasi yang melewati saluran irigasi Lodagung kemudian akan dialirkan kembali menuju saluran irigasi. Dalam studi ini akan digunakan alternatif debit untuk mendapatkan hasil yang optimum. Dari hasil kajian menunjukkan dengan debit desain sebesar 14,370 m 3 /dt (alternatif 1) pada debit irigasi tahun 2012 dapat dibangkitkan energi tahunan sebesar 8804 MW dan dapat mereduksi emisi gas karbon sebesar 5974 tco 2 /tahun. PLTMH dibangun dengan komponen bangunan sipil (pipa pesat, saluran tailrace, dan rumah pembangkit) dan komponen peralatan mekanik elektrik seperti turbin dan generator. Dari perencanaan tersebut didapatkan biaya pembangunan sebesar 64,41 milyar rupiah dengan nilai BCR: 1,55, NPV: 38,60 milyar rupiah, IRR: 17,90% dan paid back period: 11,21 tahun, sehingga pembangunan PLTMH layak secara ekonomi. Kata kunci: PLTMH, debit, energi, emisi, kelayakan ekonomi ABSTRACT Indonesia is a country that has the potential water resources are plentiful and can be used in various ways, one of which is the development of water resources becomes a source of energy. By using the water constructions could be developed into a mini/micro hydroelectric power plant (MHP). The feasibility study is needed to identify the potential that can be developed. Studies are located at dam Wlingi, Blitar. MHP is planned to utilize the irrigation flow passing through Lodagung irrigation channels then be channeled back to the irrigation channel. In this study will be used to discharge alternate obtain optimum results. The results of the study showed the design discharge of 14.370 m3/sec (alternative 1) the discharge of irrigation generated in 2012 can produced 8804 MW of annual energy and can reduce carbon emissions by 5974 tco2/tahun. MHP is built with components of civil structures (penstock, tailrace channel, and power house) and electrical components of mechanical equipment such as turbines and generator. From the planning it obtained construction cost of 64.41 billion dollars to the value of BCR: 1.55, NPV: 38,60 billion dollars, IRR: 17.90% and paid back period: 11.21 years, so the development of MHP economically viable. Keywords: MHP, discharge, energy, emissions, economic feasibility

1. Pendahuluan Permintaan energi dunia berkembang sangat pesat diakibatkan oleh perkembangan populasi manusia yang sangat pesat dan juga perkembangan sektor industri yang sangat besar. Kebutuhan energi global meningkat sebesar 70% mulai tahun 1971 dan diperkirakan terus meningkat sebesar 40% sampai tahun 2030, sementara akses energi masih sangat kurang. Kebutuhan listrik di Indonesia saat ini sebagian besar di supply dari sumber energi fosil. Dalam beberapa waktu terakhir ini, harga bahan bakar minyak mengalami kenaikan yang sangat berarti. Cadangan minyak bumi pun semakin menipis. Cadangan batubara dan gas pun jumlahnya terbatas (unrenewable energy). Disamping itu, saat ini terjadi pemanasan global akibat polusi yang ditimbulkan dari pembakaran sumber energi fosil. Hal ini menuntut kita mencari sumber energi alternatif yang bersih dan tidak terbatas untuk menghasilkan listrik. Sampai saat ini, pembangkit listrik dengan tenaga air merupakan pembangkit yang paling ekonomis. Karena dengan dioptimalkannya penggunaan tenaga air untuk membangkitkan tenaga listrik maka dapat menekan penggunaan bahan bakar minyak yang harganya cenderung meningkat dan juga cadangannya semakin kecil. Sungai Brantas merupakan salah satu sungai besar di pulau Jawa yang memiliki potensi yang masih belum dimaksimalkan karena sebagian besar air dari sungai Brantas dipergunakan untuk kebutuhan irigasi, air baku, dan PLTA. Dengan peningkatan kebutuhan energi listrik maka sungai Brantas harus lebih dimaksimalkan lagi potensinya mengingat masih banyak potensi yang tersimpan. pemanfaatan kanal irigasi dan tinggi jatuh yang terdapat pada bangunan melintang sungai untuk instalasi pembangkit listrik tenaga mikrohidro dan pembangkit listrik tenaga mikrohidro dirasa dapat membantu kebutuhan energi yang sedang meningkat. Studi ini bertujuan untuk menganalisa kelayakan dari perencanaan PLTMH dengan memanfaatkan debit air sungai dan bangunan irigasi yang dirasa dapat meningkatkan produksi energi listrik untuk memenuhi kebutuhan energi listrik yang meningkat. 2. Pustaka dan Metodologi Klasifikasi embangkit listrik tenaga air Klasifikasi dari pembangkit listrik tenaga air perlu ditentukan terlebih dulu untuk mengetahui karakteristik tipe pembangkit listrik, mengklasifikasikan sistem pembangkit listrik perlu dilakukan terkait dengan sistem distribusi energi listrik, apakah listrik dapat disalurkan melalui grid terpusat ataukah grid terisolasi. Klasifikasi pembangkit listrik dapat ditentukan dari beberapa faktor (Penche,2004:3) yakni: 1. Berdasarkan tinggi jatuh (head) Rendah (< 50 m) Menegah (antara 50 m dan 250 m) Tinggi (> 250 m) 2. Berdasarkan tipe eksploitasi dan tampungan air Dengan regulasi aliran air (tipe waduk) Tanpa regulasi aliran air (tipe run off river) 3. Berdasarkan sistem pembawa air Sistem bertekanan (pipa tekan) Sirkuit campuran (pipa tekan dan saluran) 4. Berdasarkan penempatan rumah pembangkit Rumah pembangkit pada bendungan Rumah pembangkit pada skema pengalihan 5. Berdasarkan metode konversi energi Pemakaian turbin Pemompaan dan pemakaian turbin terbalik 6. Berdasarkan tipe turbin Impulse Reaksi Reversible 7. Berdasarkan kapasitas terpasang Mikro (< 100 kw) Mini (antara 100 kw dan 500 Kw) Kecil (antara 500 kw dan 10 MW)

8. Berdasarkan debit desain tiap turbin Mikro (Q < 0,4 m 3 /dt) Mini ( 0,4 m3/dt < Q < 12,8 m 3 /dt) Kecil (Q > 12,8 m 3 /dt) Debit desain Debit desain merupakan besarnya debit yang akan digunakan untuk mendesain atau menghitung komponen dan bangunan dalam PLTMH. Dalam studi ini digunakan debit operasi saluran irigasi yang kemudian dapat di analisa untuk mengetahui debit desain yang akan digunakan untuk menghitung bangunan PLTMH. Sedangkan operasi PLTMH menggunakan debit yang tersedia, jadi debit operasi PLTMH dapat berubah-ubah sesuai dengan permintaan debit operasi irigasi. Begitupula dengan energi yang dihasilkan akan bervariatif. Perencanaan bangunan PLTMH Perencanaan bangunan PLTMH dengan sistem tandon (reservoir) meliputi: A. Bangunan Pengambilan Bangunan pengambilan bisa terdiri dari: 1. Pintu pengambilan Pintu pengambilan direncanakan untuk mengambil air dari bendungan. 2. penyaring (trashrack) Trashrack digunakan untuk menyaring muatan sampah dan sedimen yang masuk, umunya pernyaring direncanakan dengan menggunakan jeruji besi.. B. Bangunan Pembawa Bangunan pembawa bisa berupa bangunan pembawa bertekanan (pipa pesat). Parameter desain yang direncanakan pada pipa pesat adalah: 1. Diameter pipa pesat Diameter ekonomis pipa pesat dapat dihitung dengan persamaan: Sarkaria formula: ( ) ESHA formula: D = ( ) Doland formula: D = 0,176 (P/H) 0,466 Fahlbuch formula: D = 0,52 H -1/7 (P/H) 3/7 Gisalssous formula: D = Q 0,4 D : diameter pipa (m) n : koef kekasaran pipa Q : debit pada pipa (m 3 /dt) Hf : kehilangan tinggi tekan total pada pipa (m) H : tinggi jatuh (m) P : Daya (kw) Namun dalam penentuan diameter pipa pesat perlu diperhitungkan besarnya kehilangan tinggi dikarenakan hal ini akan memperngaruhi besarnya daya yang akan dihasilkan dan juga perlu diperhatikan keaman terhadap gejala vortex. 2. Tebal pipa pesat Tebal pipa pesat dapat dihitung dengan persamaan: Technical standart for penstock and gate: t = (D+800)/400 USBR: t = (d+500)/400 ESHA: e = PD/2σkf+es H : tinggi tekan maksimum ( m ) : tekanan statis + tinggi tekan akibat pukulan air σ : tegangan baja yang digunakan (ton/m 2 ) D : diameter pipa pesat ( m ) t : tebal pipa pesat ( m ) P : tekan hidrostatis pipa (kn/mm 2 ) kf : efisiensi ketahanan es : tebal jagaan untuk sifat korosif (mm) 3. Kedalaman minimum pipa pesat Kedalaman minimum akan berpengaruh terhadap gejala vortex, kedalaman minimum dapat dihitung dengan persamaan (Penche,2004 :120): Ht > s s = c V c : 0,7245 untuk inlet asimetris 0,5434 untuk inlet simetris

V : kecepatan masuk aliran (m/dt) D : diameter inlet pipa pesat (m) Gambar 1. Skema inlet pipa pesat 4. Sistem Pengambilan Melalui Pipa Pesat (Inlet) Sistem pengambilan pada mulut pipa pesat perlu diperhitungkan dengan tujuan untuk mengatur sistem regulasi debit air yang masuk ke dalam turbin baik saat kondisi operasional maupun kondisi perawatan,intake pipa pesat biasanya didesain dengan menggunakan sistem katup (valve). Tipe katup yang sering diaplikasikan adalah : a. Gate valve b. Butterfly valve c. Needle valve C. Bangunan Pembuang Bangunan pembuang digunakan untuk mengalirkan debit setelah melalui turbin menuju ke sungai. Bangunan pembauang sendiri bisa direncanakan sesuai dengan kondisi lapangan. Umunya bangunan pembuang direncanakan dengan tipe saluran terbuka (saluran tailrace). Tinggi Jatuh Efektif Tinggi jatuh efektif adalah selisih antara elevasi muka air pada bangunan pengambilan atau waduk (EMAW) dengan tail water level (TWL) dikurangi dengan total kehilangan tinggi tekan (Ramos, 2000:57). Persamaan tinggi jatuh efektif adalah: H eff = EMAW TWL hl H eff : tinggi jatuh efektif (m) EMAW: elevasi muka air waduk atau hulu bangunan pengambilan (m) TWL : tail water level (m) hl : total kehilangan tingi tekan (m) Gambar 2. Sketsa Tinggi Jatuh Effektif Kehilangan tinggi tekan digolongkan menjadi 2 jenis yaitu kehilangan pada saluran terbuka dan kehilangan pada saluran tertutup. Kehilangan tinggi tekan pada saluran terbuka biasanya terjadi pada intake pengambilan, saluran transisi dan penyaring. Kehilangan tinggi pada saluran tertutup dikelompokkan menjadi 2 jenis yaitu kehilangan tinggi mayor (gesekan) dan kehilangan tinggi minor. Kehilangan tinggi mayor dihitung dengan persamaan Darcy Wisbach (Penche,2004:38): hf = f sedangkan kehilangan minor dihitung dengan persamaan (Ramos, 2000:64): hf = ξ hf : kehilangan tinggi tekan V : kecepatan masuk (m/dt) g : percepatan gravitasi (m/dt 2 ) L : panjang saluran tertutup / pipa (m) D : diameter pipa (m) f : koefisien kekasaran(moody diagram) ξ : keofisien berdasarkan jenis kontraksi Perencanaan Peralatan Mekanik dan Elektrik Perencanaan peralatan mekanik dan elektrik meliputi: A. Turbin Hidraulik Turbin dapat diklasifikasikan berdasarkan tabel berikut (Ramos,2000:88):

Tabel 1. Klasifikasi jenis turbin Sumber: Ramos, 2000:82 Dalam perencanan turbin parameter yang mendasari adalah kecepatan spesifik turbin (Ns) dan kecepatan putar/sinkron (n) dimana kedua parameter tersebut dihitung dengan persamaan (USBR,1976: 14): N s = n = Ns : Kecepatan spesifik turbin (mkw) n : kecepatan putar/sinkron (rpm) P : daya (kw) H : tinggi jatuh effektif (m) f : frekuensi generator (Hz) p : jumlah kutub generator nilai n bisa didapatkan dengan melakukan nilai coba-coba dengan persamaan: Untuk turbin francis: n = atau n = Untuk turbin propeller: n = atau n = setelah didapatkan nilai parameter tersebut maka dapat ditentukan parameter lain seperti: 1. Titik pusat dan kavitasi pada turbin Titik pusat perlu diletakkan pada titik yang aman sehingga terhindar dari bahaya kavitasi. Kavitasi akan terjadi bila nilai σaktual < σkritis, dimana nilai σkritis dapat dihitung dengan persamaan (USBR,1976: 22): σc = Hs = Ha Hv H.σ Sedangkan titik pusat turbin dapat dihitung dengan persamaan: Z = twl + Hs + b Ns : kecepatan spesifik turbin (mkw) σc : koefisien thoma kritis σ : koefisien thoma Ha : tekanan absolut atmosfer (Pa/gρ) Hv: tekanan uap jenuh air (Pw/gρ) H : tinggi jatuh effektif (m) Hs : tinggi hisap turbin (m) Z : titik pusat tubrin twl: elevasi tail water level b : jarak pusat turbin dengan runner (m) 2. Dimensi turbin Dimensi turbin reaksi meliputi: Dimensi runner turbin, dimensi wicket gate, dimensi spiral case dan dimensi draft tube. 3. Effisiensi turbin Effisiensi turbin sangat tergantung pengaruh dari debit aktual dalam turbin dengan debit desain turbin (Q/Qd). Effisiensi turbin ditunjukkan pada gambar berikut (Ramos,2000:99): Gambar 3. Grafik effisiensi turbin

B. Peralatan Elektrik Peralatan elektrik PLTMH meliputi perencanaan generator, governor, speed increaser (jika perlu), transformer, switchgear dan auxiliary equipment. Analisa Pembangkitan Energi Produksi energi tahunan dihitung berdasarkan tenaga andalan. Tenaga andalan dihitung berdasarkan debit andalan yang tersedia untuk pembangkitan energi listrik yang berupa debit outflow dengan periode n harian. (arismunandar, 2005:19) E = 9,8 x H x Q x ηg x ηt x 24 x n E : energi tiap satu periode (kwh) H : einggi jatuh efektif (m) Q : debit outflow (m3/dtk) ηg : effisiensi generator ηt : efisiensi turbin n : jumlah hari dalam satu periode. Analisa Reduksi Emisi Gas Karbon Analisa reduksi emisi gas karbon dihitung dengan persamaan (RETScreen, 2005:53): Δ GHG : (e base e prop ) E prop (1- λ prop ) ΔGHG : Besaran reduksi gas karbon (kgco2e) ebase : Faktor emisi gas karbon dari sumber tidak terbarukan eprop : Faktor emisi gas karbon dari sumber terbarukan Eprop : besarnya daya bangkitan (kwh) λprop : kehilangan daya pada grid nilai unit konversi produksi emsisi gas karbon per kwh adalah sebagai berikut: Tabel 2. Nilai konversi produksi emisi Sumber: IPCC,2006 Analisa Kelayakan Ekonomi Analisa ekonomi dilakukan untuk mengetahui kelayakan suatu proyek dari segi ekonomi. Dalam melakukan analisa ekonomi dibutuhkan dua komponen utama yaitu: cost (komponen biaya) meliputi biaya langsung (biaya konstruksi) dan biaya tak langsung (O&P, contingencies dan engineering) benefit (komponen manfaat). Manfaat didapatakan dari hasil penjualan listrik berdasarkan harga tarif yang berlaku dan pendapatan dari reduksi emisi gas karbon (CER). Parameter kelayakan ekonomi meliputi: 1. Benefit Cost Ratio 2. Net Present Value NPV = PV Benefit PV Cost 3. Internal Rate Of Return ( ) 4. Analisa sensitivitas Analisa sensitivitas dilakukan pada 3 kondisi yaitu: Cost naik 20%, benefit tetap Cost tetap, benefit turun 20% Cost naik 20%, benefit turun 20% 3. Hasil dan Pembahasan A. Debit Desain Analisa debit desain direncanakan menggunakan data debit saluran irigasi Lodagung pada bendungan Wlingi pada tahun 2006-2012. Debit desain yang digunakan adalah debit terbesar, terkecil dan rerata. Sedangkan debit operasi yang digunakan untuk pola operasi PLTMH nantinya adalah debit tiap periode dimana dalam satu bulan adalah tiga periode. Berikut adalah hasil analisa debit: Debit Maksimum : 14,370 m3/dt Debit Minimum : 7,380 m 3 /dt Debit Rerata : 11,231 m3/dt B. Desain Bangunan Sipil Bangunan pengambilan Pintu intake Data teknis pintu intake irigasi Lodagung adalah sebagai berikut: Tipe : roller gate Elevasi dasar pintu : + 159,000m Elevasi muka air tertinggi : + 163,500

Elevasi muka air terrendah : + 162,000 Tinggi muka air maks : 4,50 m Tinggi muka air normal : 3,00 m Debit maksimum :17,50 m 3 /det Saringan / Trashrack : 2 @ 3,20 m x 8,00 m Pintu : 2 @ 2,00 m x 4,50 m Trashrack Jenis bahan : besi Bentuk jeruji : tipe kotak memanjang Kemiringan trashrack : 90 o Tebal jeruji : 8,0 mm Jarak antar jeruji : 850 mm Lebar jeruji : 800 mm Bangunan pembawa Perencanaan Pipa Pesat (Penstock) Kajian perencanaan pipa pesat dalam studi ini meliputi: diameter pipa pesat, tebal pipa dan intake pipa pesat. Data teknis: Elevasi MA maks : +163,500 Elevasi MA terendah : +162,000 Elevasi dasar pipa pesat : + 159,000 Jumlah pipa pesat : 2 buah Debit desain :14,370m 3 /dt Panjang pipa pesat : 60 meter Jenis pipa : pipa lingkaran dari baja (cast iron) Tegangan ijin pipa :1400 kn/mm 2 Koef kekasaran : 0,014 Koef keamanan : 1,1 Sudut kemiringan : 10 o Gross head : 9,82 meter Dengan data teknis rencana diatas maka dapat direncanakan diameter pipa pesat. Debit desain yang digunakan adalah debit desain yang sudah di kalikan dengan koefisien keamanan, yaitu 14,370 x 1,1 = 15,807 m 3 /dt. Sehingga debit tiap pipa pesat adalah 15,807/2 = 7,903 m 3 /dt. Diameter pipa pesat Pendekatan yang digunakan adalah pendekatan kecepatan maksimum dan minimum, kecepatan ideal pada pipa pesat dengan low head adalah 2,0 3,0 m/dt. Persamaan Sakaria : ( ) ( ) D = 2,68 m, maka: A = 0,25 π D 2 = 0,25. 3,14. 2,68 2 = 5,63m 2 V = Q/A = 7,903/5,63 = 1,40m/dt Persamaan diameter ekonomis ESHA (Penche,2004): Jika tinggi tekan karena gesekan pipa direncanakan 4% dari gross head maka: D = 2,69 ( ) D = 2,69 ( ) D = 1,65 m, maka: A = 2,14 m 2 V = 3,70 m/dt Persamaan Doland: D = 0,176 (P/H) 0,466 P = 9,81 x Q x H x eff Q = 14,370/2 = 7,185 m 3 /dt (debit untuk 1 buah penstock) P = 9,81 x 7,185 x 9,82 x 0,93 x 0,96 = 617,961 kw = 531,45 HP D = 0,176 (531,45/9,82) 0,466 D = 1,13 m A = 1,00 V = 7,87 m/dt Persamaan Fahlbuch: D = 0,52 H -1/7 (P/H) 3/7 D = 0,52 9,82-1/7 (617,961/9,82) 3/7 D = 2,21 m A = 3,84 V = 2,05 m/dt Persamaan Gisalssous D = Q 0,4 D = 7,903 0,4 D = 2,28 m A = 4,10 V = 1,90 m/dt Selanjutnya diameter dihitung dengan pendekatan kecepatan berdasarkan Mosonyi, yaitu: Kecepatan potensial aliran pada pipa pesat berdasarkan tinggi jatuh dihitung V = V = V = 13,88 m/dt Kecepatan yang bisa dicapai oleh pipa pesat berdasarkan tinggi jatuh yaitu 13,88 m/dt sehingga kecepatan maksimum masih

bisa dicapai oleh pipa pesat (Vmaks = 3,0m/dt) Untuk mencari diameter kisaran dihitung V maksimum = 3,0 m/dt Q = V x A D = ( ) D = ( ) D = ( ) D = 2,30 m Kisaran nilai diameter pipa pesat adalah 1,83 2,30 m, di ambil 1,90 m dengan kecepatan 2,79 m 2 /dt. D = ( ) D = 1,83 m V minimum = 2,0 m/dt Q = V x A Tabel 3. Diameter Pipa Pesat No. Metode Diameter Luas Kecepatan Hf 1 Hf 2 Hf 3 Hf 4 Hf total % of H Heff Re e f (m) (m2) (m/dt) (m) (m) (m) (m) (m) (%) (m) 1 Sakaria 2.68 5.63 1.40 3.76E+06 0.00009 0.015 0.033 0.007 0.030 0.1 0.170 1.73 9.65 2 Pence celso 1.65 2.15 3.68 6.09E+06 0.00015 0.014 0.343 0.046 0.207 0.1 0.696 7.08 9.13 3 Gisalssous 2.29 4.10 1.93 4.40E+06 0.00011 0.015 0.072 0.013 0.057 0.1 0.241 2.46 9.58 4 Fahlbuch 2.21 3.85 2.05 4.55E+06 0.00011 0.015 0.085 0.014 0.064 0.1 0.264 2.69 9.56 5 Doland 1.13 1.00 7.88 8.91E+06 0.00022 0.014 2.334 0.211 0.949 0.1 3.594 36.59 6.23 6 Coba-coba 1.90 2.83 2.79 5.30E+06 0.00013 0.013 0.167 0.026 0.119 0.1 0.412 4.19 9.41 7 Rata-rata 1.98 3.07 2.58 5.09E+06 0.00013 0.013 0.135 0.023 0.101 0.1 0.359 3.66 9.46 Sumber: perhitungan Dengan hasil diatas diambil diameter pipa pesat dengan rata-rata dari tiap formula yaitu sebesar 1,98 m = 2,00 m. Tebal Pipa Pesat Tebal pipa menurut technical standart for penstock and gate: t = (D+800)/400 t = (1980+800)/400 = 6,95 mm + 3 mm = 9,95 mm Tebal pipa menurut USBR: t = (D+508)/400 t = (1980+508)/400 = 6,21 mm + 3 mm = 9,21 mm Tebal pipa menurut ESHA: e = e : tebal pipa (mm) P : tekan hidrostatis dalam pipa (kn/mm 2 ) D : diameter pipa (cm) σ : tegangan ijin pipa baja SS400 (4000 kn/mm 2 ) k : efisiensi ketahanan (k = 1 untuk pipa utuh) es : tebal jagaan untuk sifat korosif (cm) σijin = σ/3 = 4000/3 = 1333 kg/cm 2 P = 9821 kn/mm 2 Maka tebal pipa menurut ESHA: e = e = e = 10,29 mm Maka dari hasil perhitungan tebal pipa untuk tiap metode adalah: USBR : 9,21 mm ESHA : 10,29 mm Technical standart for penstock and gate: 9,95 mm Direncanakan tebal pipa pesat adalah 10mm. Bangunan pembuang Saluran Tailrace dan Tail Water Level Saluran tailrace berfungsi untuk membuang aliran setelah melewati turbin menuju sungai, dalam studi ini dikarenakan aliran air dari turbin akan dikembalikan ke saluran irigasi maka debit air akan dialirkan melalui saluran terbuka dimana diujung saluran akan direncanakan ambang lebar sebagai kontrol elevasi muka air (TWL). Bentuk ambang : ogee tipe I

Lebar ambang : 15 meter Q = C B H 1,5 : Tinggi ambang : 0,5 meter Elevasi ambang :+153,000 Q : debit melalui ambang (direncanakan) B : lebar ambang (15 meter) Elevasi dasar : +152,500 C : koefisien debit (1,7) Koefisien debit (C) : 1,7 m 1/2 /dt H : tinggi muka air diatas ambang(m) Analisa elevasi muka air pada ambang dipergunakan sebagai acuan tail water Dari persamaan tersebut dapat dihitung lengkung kapasitas ambang untuk tiap level (TWL) untuk referensi tinggi efektif, variasi ketinggian air, untuk debit elevasi muka air pada ambang dihitung 14,37m 2 /dt didapat tinggi muka air 0,68 m. Tabel 4. Perhitungan Tinggi Muka Air Diatas Ambang Alternatif Debit operasi Jumlah turbin H MA TWL (m 3 /dt) (unit) (m) (m) 1 14.37 2 0.68 153.68 2 7.38 2 0.44 153.44 3 11.23 2 0.58 153.58 Sumber: perhitungan C. Tinggi Jatuh Efektif Tinggi jatuh efektif dalam studi ini mencakup berdasarkan elevasi muka air pada hulu bendungan Wlingi dan elevasi muka air pada saluran irigasi Lodagung. Dimana elevasi muka air pada hulu menggunakan ketetapan aturan operasi Tabel 5. Tinggi Jatuh Efektif Debit Operasi Elv Ma Hulu No. bendungan Wlingi yaitu +163,500 dan elevasi pada hilir ditentukan berdasarkan analisa tail water level pada analisa sebelumnya yakni +153,680 sehingga tinggi jatuh kotor (gross head) adalah 9,82 meter. Elv TWL (m 3 /dt) (m) (m) 1 14,370 163,500 153,580 9,46 2 7,380 163,500 153,440 9,70 3 11,230 163,500 153,680 9,56 Sumber: perhitungan D. Perencanaan Peralatan Mekanik dan Elektrik Turbin Hidraulik Dalam studi ini digunakan beberapa metode dalam merencanakan turbin Net Head (m) hidraulik, metode yang digunakan adalah metode Amerika (USBR), metode yang dikembangkan oleh European small hydropower association (ESHA) dan simulasi program TURBNPRO V3. Tabel 6. Rangkuman Spesifikasi Turbin Untuk Tiap Metode Metode Eropa Metode Amerika Simulasi No. Uraian (ESHA) (USBR) TURBNPRO V3 nilai satuan nilai satuan nilai satuan 1 tipe turbin Kaplan Kaplan Kaplan 2 frekuensi generator 50 Hz 50 Hz 50 Hz 3 kutub generator (p) 16 buah 16 buah 16 buah 4 kecepatan sinkron 375.00 rpm 375.00 rpm 375.00 rpm 5 kecepatan putar (n) 375.00 rpm 375.00 rpm 375.00 rpm 6 kecepatan spesifik (Ns) 557.89 mkw 541.23 mkw 563.40 mkw 7 faktor kecepatan 1.18 1.53 1.57 8 diameter maksimum 1.17 m 1.06 m 1.23 m

Metode Eropa Metode Amerika Simulasi No. Uraian (ESHA) (USBR) TURBNPRO V3 nilai satuan nilai satuan nilai satuan 9 koefisien kavitasi kritis (σc) 0.68 0.60 0.77 10 tinggi hisap kritis (Hs) 3.64 m 4.13 m 0.00 m 11 tinggi hisap rencana (Hs') -0.50 m -0.50 m -0.50 m 12 jarak dasar turbin ke pusat (de) 0.48 m 0.43 m 0.51 m 13 elv pusat turbin (Z) 153.18 m 153.18 m 153.18 m 14 koefisien kavitasi aktual (σa) 1.09 1.09 1.05 15 kontrol kavitasi aman aman aman 16 lebar total spiral case 4.47 m 4.03 m 4.38 m 17 diameter intake spiral case 1.66 m 1.55 m 1.68 m 18 tinggi draft tube 2.34 m 2.20 m 2.58 m 19 panjang draft tube 4.56 m 4.11 m 6.55 m 20 biaya perunit turbin (juta 11957.8 rupiah) 5 juta Rp 10317.01 juta Rp 12822.33 juta Rp 21 biaya pemasangan turbin (juta rupiah) 1793.68 juta Rp 1547.55 juta Rp 1923.35 juta Rp 22 biaya total turbin (juta 13751.5 rupiah) 3 juta Rp 11864.57 juta Rp 14745.68 juta Rp 23 Install Capacity 666.85 kw 666.85 kw 666.85 kw 24 Rp/kW 20.62 17.79 22.11 25 Output energi 16.00 MWh 16.00 MWh 16.00 MWh 26 Rp/MWh 859.24 741.33 921.35 Sumber: perhitungan dan simulasi Dari hasil perencanaan turbin hidraulik dengan menggunakan tiap metode pada tabel diatas digunakan desain turbin dengan metode Amerika (USBR) dikarenakan dari hasil perencanaan didapatkan nilai rasio daya dengan biaya yang rendah sehingga desain tersebut merupakan desain yang ekonomis. Generator Generator direncanakan dengan menggunakan tipe generator yang biasa digunakan untuk PLTMH di Indonesia, generator yang digunkaan adalah generator sinkron 3 fasa dengan frekuensi 50 Hz.Generator sinkron harus memiliki kecepatan putaran dasar yang sama dengan turbin, pada analisa sebelumnya kecepatan dasar turbin yang dipergunakan adalah 375 rpm dengan melihat tabel 2.7 maka jumlah kutub yang harus digunakan adalah 16 buah. Dan dengan melihat daya teoritis pada analisa sebelumnya maka efisiensi generator berdasarkan tabel 2.6 adalah 0,96atau 96%. Peningkat Kecepatan (Speed Increaser) Peningkat kecepatan dibutuhkan untuk PLTMH dengan tinggi jatuh rendah untuk meningkatkan kecapatan turbin agar daya yang dibangkitkan menjadi maksimal, peningkat kecepatan didesain dengan tipe parallel shaft with helical gear. Pengatur Kecepatan (Governor) Pengatur kecepatan dibutuhkan untuk pengaturan kecepatan pada turbin dengan mengatur guide vane sehingga didapatkan kecepatan yang masih diijinkan oleh turbin untuk beroperasi, pengatur kecepatan memiliki tiga jenis tipe yakni: hidro mekanik, mekanik elektrik dan hidro elektrik. Dalam studi ini direncanakan pengatur kecepatan menggunakan sistem hidro elektrik dengan pertimbangan bahwa sistem ini telah sering dipergunakan dalam sistem PLTMH. Transformer (Travo) Transformer direncanakan dengan desain yang biasa diterapkan pada lapangan

sesuai dengan standar nasional atau standar PLN, dalam studi ini tidak membahas perencanaan transformer secara teknis. Peralatan Pengatur Kelistrikan (Switchgear Equipment) Switchgear merupakan kombinasi antara saklar pemutus, fuse dan pemutus aliran (circuit breaker). Switchgear difungsikan untuk melindungi generator dan transformator utama dari bahaya kelebihan kapasitas (overcapacity). Dalam studi ini tidak direncanakan adanya switchgear dikarenakan sistem distribusi listrik menggunakan sistem central grid sehingga langsung akan disambungkan ke switchgear milik PLN. E. Analisa Pembangkitan Energi Analisa pembangkitan energi dihitung berdasarkan alternatif debit desain yang dipergunakan pada pembahasan sebelumnya, data teknis yang dibutuhkan adalah sebagai berikut: Debit desain : 14,370 m 3 /dt Jumlah turbin : 2 buah turbin Effisiensi turbin : 93% Effisiensi generator : 96% Sistem operasi : central grid Energi yang dihasilkan dalam satu hari, dihitung E = 9,8 x H x Q x ηg x ηt x 24 E = 9,8 x 9,46 x 14,370 x 0,96 x 0,93 x 24 E = 28577,37 kwh Tabel 7. Hasil Pembangkitan Energi Harian Tiap Alternatif Debit Jumlah Net Lama Energi Eff Elv MA Elv TWL Daya No Operasi Turbin Head Operasi Harian (m 3 /dt) (buah) (%) (m) (m) (m) (jam) (kw) (kwh) 1 14,370 2 89,28 163,500 153,680 9,46 24 11910,72 28577,37 2 7,380 2 89,28 163,500 153,440 9,70 24 627,24 15053,73 3 11,230 2 89,28 163,500 153,580 9,56 24 940,71 22577,06 Sumber: perhitungan Pada studi ini digunakan data tahun 2012 sebagai pendekatan perhitungan energi yang kemudian bisa dijadikan acuan untuk Tabel 8. Energi Total Operasi PLTMH Tahun 2012 Jumlah Debit Operasi No Turbin Eff (m 3 /dt) (buah) (%) (kwh) 1 14,370 2 89,28 8803,846 2 7,380 2 89,28 4840,045 3 11,230 2 89,28 7472,947 Sumber: perhitungan F. Analisa Reduksi Gas Karbon (GHG) dan CER Reduksi gas karbon dihitung Δ GHG : (e base e prop ) E prop (1- λ prop ) E prop : hasil produksi bangkitan energi (MW); 8804MW e base : faktor emisi gas karbon dari sumber tidak terbarukan (lihat tabel 2.8) e base : 0,754 untuk sumber minyak bumi menghitung energi yang dapat dihasilkan pada tahun mendatang. Energi Harian e prop : faktor emisi gas karbon dari sumber terbarukan (e prop = 0 untuk tenaga air) λ prop : kehilangan energi pada jaringan grid (direncanakan 10%) Δ GHG : (0,754 0) 8804 (1-0,1) Δ GHG : 5974 ton/tahun PLTMH berhak mendapatkan kompensasi dana dari badan internasional karena telah menerapkan energi bersih dalam bentuk CER. Besarnya dana dari CER dihitung

berdasarkan berapa ton gas karbon yang bisa tereduksi dengan harga tiap ton adalah 11 euro atau setara dengan Rp.176.457,93 (konversi euro rupiah per bulan juni 2014). G. Analisa Ekonomi Tabel 9. Hasil Perhitungan Estimasi Biaya Tiap Alternatif CER = Δ GHG x Rp 176.457,93 CER = 5974 x 176.457,93 CER = 1054 juta rupiah atau setara 1,05 milyar rupiah pertahun. Biaya (Milyar Rupiah) No. Item Pekerjaan Alternatif 1 Alternatif 2 Alternatif 3 1 Biaya Engineering 2,52 1,78 2,22 2 Peralatan Hidromekanik 31,44 19,11 25,90 3 Pemasangan Hidromekanik 4,72 2,87 3,88 4 Pipa Pesat 5,16 3,16 4,69 5 Pemasangan Pipa Pesat 0,67 0,41 0,61 6 Saluran 0,46 0,25 0,37 7 Lain Lain 8,27 4,59 6,66 8 Biaya Contingencies 5,32 3,22 4,43 9 Biaya O & P 0,53 0,32 0,44 10 Capital Cost 58,55 35,38 48,77 11 PPN 10% 5,86 3,54 4,88 12 Total Cost 64,41 38,92 53,64 13 Rasio Rp/Kwh 7.316 8.042 7.178 Sumber:perhitungan Berdasarkan peraturan menteri ESDM no.12 tahun 2014 harga jual listrik yang harus dibeli PT. PLN adalah Rp. 1075/kWh. Maka nilai manfaat dari penjualan listrik adalah: harga jual x hasil Tabel 10. Estimasi Manfaat Untuk Tiap Alternatif bangkitan energi listrik yaitu, 1075 x 8804 MW = 9,46 milyar pertahun ditambah dengan pendapatan dari CER sebesar 1,18 milyar pertahun. No Alternatif Harga Jual Listrik Pembangkitan Tahunan Pendapatan CER Total (Rp/kWh) (MWh) (Milyar Rp) (Milyar Rp) (Milyar Rp) 1 1 1075 8804 9,46 1,05 10,51 2 2 1075 4840 5,20 0,58 5,78 3 3 1075 7473 8,03 0,89 8,92 Sumber:perhitungan Aliran dana (cash flow) disusun berdasarkan tiap alternatif selama 35 tahun, dalam tabel cash flow masing masing parameter dihitung dalam bentuk nilai ekuivalensinya (P/V) untuk tiap parameter. Kemudian akan dianalisa kelayakan ekonominya dalam bentuk benefit cost ratio (BCR), net present value (NPV), internal rate of return (IRR) dan paid back period.

Tabel 11. Rangkuman Hasil Analisa Kelayakan Ekonomi Alternatif Dengan CER Suku PV Cost Bunga Paid PV Benefit BCR NPV IRR Period 1 12,00% 70,15 108,76 1,55 38,60 17,90% 11,21 2 12,00% 42,40 62,76 1,48 20,37 17,22% 11,84 3 12,00% 58,43 93,32 1,60 34,89 18,39% 10,76 Tanpa CER 1 12,00% 76,68 102,16 1,46 32,00 16,87% 12,38 2 12,00% 46,36 56,16 1,32 13,77 15,51% 14,40 3 12,00% 63,80 86,71 1,48 28,29 17,16% 12,04 Sumber: perhitungan Back Dari hasil analisa diketahui bahwa nilai BCR dan IRR memiliki nilai lebih baik jika biaya lebih rendah (PV Cost) dibandingkan dengan biaya yang lebih tinggi, namun ketiga alternatif masih memiliki parameter kelayakan ekonomi yang baik (layak) dalam studi ini diputuskan untuk mengambil alternatif 1 dikarenakan nilai NPV yang lebih tinggi dari alternatif lainnya hal ini menunjukan tingkat keuntungan yang lebih tinggi dibandingkan dengan alternatif lainnya meski nilai BCR dan IRR lebih rendah dari alternatif lain selain itu energi yang bisa disalurkan menuju grid lebih besar dari pada alternatif lain sehingga suplai energi bersih akan meningkat, alternatif 1 memiliki parameter desain sebagai bereikut: Debit desain : 14,370 m 3 /dt Jumlah turbin : 2 unit turbin Jumlah pipa pesat : 2 buah 4. Kesimpulan Berdasarkan hasil analisa dan perhitungan yang telah dilakukan dengan memperhatikan rumusan masalah, maka dapat disimpulkan sebagai berikut : 1. Berdasarkan analisa, setiap debit yang melalui saluran irigasi Lodagung dapat dikembangkan untuk pembangkitan energi listrik dengan melihat besarnya debit yang masuk melalui grafik hill curve turbin pro. Dengan menggunakan data debit irigasi pada tahun 2012, dapat dibangkitkan energi sebesar: a. Alternatif 1: 8804 MWh pertahun b. Alternatif 2: 4840 MWh pertahun c. Alternatif 3: 7473 MWh pertahun 2. Komponen bangunan PLTMH yang dipergunakan dalam studi ini adalah: a. Bangunan sipil: Bangunan pengambilan (roller gate, trashrack) Bangunan pembawa (pipa pesat). Bangunan pembuang (saluran tailrace). Sistem regulator (katup pintu). Rumah pembangkit (power house) b. Peralatan mekanik dan elektrik: Turbin kaplan beserta kelengkapanya (spiral case, draft tube dan wicket gate), generator 50Hz 3 fasa dengan 16 kutub, governor, speed increaser, dan aksesoris kelistrikan. 3. Berdasarkan analisa reduksi emsisi gas karbon maka besar reduksi dan pendapatan dari CER yang dihasilkan dengan adanya PLTMH untuk tiap jenis konversi bahan bakar adalah: a. Minyak Dapat direduksi emisi gas karbon sebesar 5974 tco2/tahun dengan pendapatan dari CER sebesar 1,06 milyar rupiah b. Diesel Dapat direduksi emisi gas karbon sebesar 6054 tco2/tahun dengan pendapatan dari CER sebesar 1,07 milyar rupiah c. Batu Bara Dapat direduksi emisi gas karbon sebesar 7448 tco2/tahun dengan pendapatan dari CER sebesar 1,31 milyar rupiah d. Gas Alam

Dapat direduksi emisi gas karbon sebesar 4604 tco2/tahun dengan pendapatan dari CER sebesar 0,81 milyar rupiah 4. Berdasarkan analisa ekonomi terhadap alternatif debit andalan terpilih (alternatif 1) didapatkan besar biaya total sebesar 64,41 milyar rupiah dengan nilai BCR 1,55, NPV 38,60 milyar rupiah, IRR 17,90% dan paid back period 11,21 tahun. Dengan hasil analisa tersebut diatas dapat disimpulkan bahwa perencanaan PLTMH dengan alternatif debit andalan 1 layak secara ekonomi. Daftar pustaka 1. Anonim. 2006. Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. Switzerland: IPCC (International Panel In Climate Change). 2. Anonim. 1986. Standar Perencanaan Irigasi (Kriteria Perencanaan 02). Bandung : CV. Galang Persada. 3. Anonim. 1986. Standar Perencanaan Irigasi (Kriteria Perencanaan 04). Bandung : CV. Galang Persada. 4. Anonim. 2005. RETScreen Engineering & Cases Textbook. Kanada: RETScreen International. 5. Anonim, 1976. Engineering Monograph No. 20 Selecting Reaction Turbines. Amerika: United States Bureau of Reclamation. 6. Arismunandar A. & Kuwahara S. 2004. Buku Pegangan Teknik Tenaga Listrik. Jakarta : PT Pradnya Paramita. 7. Arndt, R. E. A. 1998. Hydraulic Turbines. New York: St. Anthony Falls Laboratory University of Minnesota. 8. Chugoku Electric Power. 2009. Potential Survey for mini Hydropower Projects Utilizing Unexploted head on an irrigation canal network in east java state. Malang : Perum Jasa Tirta I. 9. Chow, Ven Te. 1997. Hidraulika saluran terbuka. Jakarta : Erlangga 10. Dandekar, MM & K.N. Sharma. 1991. Pembangkit Listrik Tenaga Air. Jakarta : Universitas Indonesia. 11. Department Of Energy, Energy Utilization Management Bureau. 2009. Manuals and Guidelines for Micro-hydropower Development in Rural Electrification Volume I. Filipina: Department of energy Philippines. 12. Linsley, Ray K & Franzini, Joseph B. 1991. Teknik Sumber Daya Air Jilid 2. Jakarta: Erlangga. 13. Mosonyi, Emil. 1963. Water Power Development Volume One Low Head Power Plant. Budapest : Akademiai Kiado. 14. Mosonyi, Emil. 1963. Water Power Development Volume Two High Head Power Plant. Budapest : Akademiai Kiado. 15. Patty, O.F. 1995. Tenaga Air. Erlangga : Surabaya. 16. Penche, Celso. 2004. Guidebook on How to Develop a Small Hydro Site. Belgia : ESHA (European Small Hydropower Association). 17. Ramos, Helena. 2000. Guidelines For Design Small Hydropower Plants. Irlandia : WREAN (Western Regional Energy Agency & Network) and DED (Department of Economic Development). 18. Suyanto, Adhi, dkk. 2001. Ekonomi Teknik Proyek Sumberdaya Air. Jakarta : MHI. 19. Varshney,R.S. 1977. Hydro-Power Structure. India : N.C Jain at the Roorkee Press.