Laporan ini membahas perencanaan pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTM) di Sungai Damar, meliputi: 1. Penentuan kapasitas pembangkit berdasarkan debit dan ketinggian air 2. Pemilihan komponen elektrik dan mekanik seperti turbin, generator, transformator 3. Perkiraan anggaran biaya pembangunan PLTM secara keseluruhan

1. 1
Makalah Seminar Kerja Praktek
Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan Anggaran Biaya
Pembangunan PLTM di Sungai Damar
PT.ADHISATYA
Febriansyah/L2F0091021
, DR. Ir. Joko Windarto, MT.2
1
Mahasiswa dan 2
Dosen Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro
Jl. Prof. Sudharto, Tembalang, Semarang, Indonesia
Abstrak - Tumbuhnya permintaan energi listrik
harus diimbangi dengan pertambahan energi listrik. Saat ini
penyediaan tenaga listrik yang bersumber dari energi
terbarukan di Indonesia adalah suatu keharusan disebabkan
oleh beberapa alasan termasuk adanya keterbatasan energi
listrik yang berasal dari fosil untuk memenuhi kebutuhan
listrik seluruh rakyat sementara di pihak lain kebutuhan
listrik terus mengalami peningkatan yang signifikan seiring
dengan peningkatan ekonomi rakyat serta juga adanya
ekspansi industri nasional. Di pihak lain,kecenderungan
global yang diwarnai oleh meningkatnya kesadaran
lingkungan, pentingnya menurunkan emisi gas rumah kaca
telah menempatkan sumber energi baru dan terbarukan
menjadi pilihan pertama bagi sumber energi primer.
Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro merupakan
pilihan terbaik dalam banyak aspek dibandingkan dengan
jenis-jenis EBT (energi baru dan terbarukan) lainnya
sehingga pemerintah berusaha mendorong pemanfaatan
potensi PLTH dan PLTMH seoptimal mungkin.
Pada kerja praktek mengenai Pembangkit Listrik
Mini Hidro diangkat untuk mempelajari bagaimana sistem
PLTM itu mengkonversi energi potensial menjadi energi
mekanik yang akhirnya menjadi energi listrik, dan hal-hal
yang mempengaruhi besarnya pembangitan kapasitas daya
PLTM itu sendiri, serta besarnya anggaran biaya suatu
usaha di dalam bidang energi
Kata Kunci : PLTM, Energi Baru dan Terbarukan, Investasi
I PENDAHULUAN
1.1.Latar Belakang
Listrik merupakan salah satu kebutuhan hidup
manusia yang primer sehingga diperlukan suatu
pembangkit tenaga listrik yang efisien. Oleh karena
itu, diperlukan adanya sumber energi alternatif untuk
mengatasi kelangkaan energi tersebut.
Pembangkit Listrik tenaga mikro dan
minihidro merupakan pilihan terbaik dalam banyak
aspek dibandingkan dengan jenis-jenis EBT (energi
baru dan terbarukan) lainnya.
Dari aspek teknologi, terdapat keuntungan
dan kemudahan pada pembangunan dan pengelolaan
PLTM dibandingkan jenis-jenis pembangkit listrik
lainnya, yaitu:
1. Dibandingkan dengan pembangkit listrik jenis
yang lain, PLTMH ini cukup murah karena
menggunakan energi alam.
2. Memiliki konstruksi yang sederhana dan dapat
dioperasikan di daerah terpencil dengan tenaga
terampil penduduk daerah setempat dengan sedikit
latihan.
3. Tidak menimbulkan pencemaran.
4. Dapat dipadukan dengan program lainnya seperti
irigasi dan perikanan.
5. Dapat mendorong masyarakat agar dapat menjaga
kelestarian hutan sehingga ketersediaan air
terjamin.
Oleh karena itu penulis dalam kegiatan Kerja
Prakteknya mengangkat topik Penentuan Kapasitas
Pembangkit dan Rancangan Anggaran Biaya
Pembangunan PLTM di Sungai Damar yang terletak di
Desa Pageruyung, Kecamatan Pageruyung, Kabupaten
Kendal, Propinsi Jawa Tengah.
1.2. Tujuan Pelaksanaan
Tujuan dari Kerja Praktek ini adalah:
1. Memperkenalkan dan mempelajari Pembangkit
Mini Hidro (PLTM) sebagai sumber energi baru
dan terbarukan, dimana pembangkitan energi listrik
yang dihasilkan dari PLTM berdasarkan debit dan
ketinggian (head) air.
2. Pemilihan komponen elektrik dan mekanik dalam
perencanaan pembangunan PLTM.
3. Membuat Rancangan Anggaran Biaya (RAB)
pembangunan PLTM secara keseluruhan sebagai
acuan investasi dalam bisnis jual-beli energi listrik.
1.3. Pembatasan Masalah
Laporan Kerja Praktek yang berjudul
Kapasitas Pembangkitan dan Rancangan
Anggaran Biaya Pembangunan PLTM di Sungai
Damar.
1. Membahas proses dan kapasitas pembangkitan
dalam PLTM
2. Tidak membahas konstruksi sipil dan hidrologi
secara mendetail
3. Membahas kapasitas daya terserap hanya untuk
mengetahui BEP pada pembangunan PLTM di
Sungai Damar

2. 2
II PEMBANGKITAN LISTRIK TENAGA MINI
HIDRO
2.1 Umum
Klarifikasi air terjun dan kapasitas pembangkit
hidro yang dihasilkan adalah sebagai berikut :
Tabel 1 Klarifikasi Tinggi Terjun dan Kapasitas Daya
Daya (KW)
Tinggi Terjun (m)
Rendah Sedang Tinggi
5-50 1.5-15 15-50 50-150
50-500 2-20 20-100 100-250
500-5000 3-30 30-120 120-240
Tabel 2 Definisi Tenaga Air Berdasarkan Kapasitas Daya[1]
2.2 Unit Pembangkit Tenaga Mini Hidro
Pembangkit listrik tenaga Minihidro pada
prinsipnya memanfaatkan beda ketinggian dan jumlah
debit air per detik yang ada pada aliran air saluran
irigasi, sungai atau air terjun. Aliran air ini akan
memutar poros turbin sehingga menghasilkan energi
mekanik. Energi ini selanjutnya menggerakkan
generator dan menghasilkan listrik. Skema prinsip
kerja PLTMH terlihat pada gambar berikut:
Gambar 1 Skema Prinsip Kerja PLTMH[3]
a) Weir / Dam
b) Intake
c) Waterways / Power Canal
d) Forebay
e) Penstock
f) Power House
g) Tailrace
2.3 Saluran Pengalih Sungai
Ciri khas saluran pengalihan aliran adalah
bahwa air dari sungai dialihkan dari saluran utama
melalui saluran pengalih yang dimaksudkan sebagai
saluran pembangkit tenaga.
2.4 Pelimpah
Pelimpah berfungsi sebagai pengaman banjir
aliran air. Pelimpah dapat berfungsi jika air telah
melampaui batas permukaan tertentu yang disebut full
reservoir level (FRL) atau permukaan daya tampung
penuh.
2.5 Pipa Bertekanan
Pipa berfungsi untuk mengalirkan air dari
kolam utama menuju ke turbin sesudah memulai
sistem pengangkutan yang dapat berupa kanal, terusan,
atau terowongan.
2.6 Katup Pipa Saluran
Fungsi utama katup pada pipa saluran adalah :
 Mengatur besarnya aliran yang masuk kedalam
pipa
 Menghentikan aliran sama sekali
 Mengurangi pemborosan energi dalam
keadaan tertentu
2.7 Pemilihan Turbin[6]
Turbin-turbin hidrolik berhubungan erat
dengan generator, fungsi utamanya adalah mengubah
energi air menjadi energi listrik.
Tabel 3 ciri-ciri turbin hidrolik
Turbin Bentuk Ns
(rpm)
N11
(rpm)
Q11
(m/det)
Hmax
(m)
Pelton
Satu
pancaran
9 – 11
11 – 17
17 – 25
39,8 – 39,4
39,4 – 38,9
38,9 – 37,6
0,007 – 0,011
0,011 – 0,024
0,024 – 0,055
1800 – 1650
1650 – 700
700 – 350
Francis
Pelahan
normal
50 – 100
100 – 150
150 - 190
60,8 – 63,6
63,6 – 67,5
67,5 – 72,6
0,1 – 0,35
0,35 – 0,59
0,59 – 0,83
410 – 280
280 – 150
150 - 100
Kaplan /
propeller
8 daun
6 daun
5 daun
4 daun
3 daun
190 – 250
250 – 300
240 – 450
330 – 560
390 – 690
85 – 145
100 – 155
110 – 170
120 – 180
135 – 200
0,93 – 1,22
1,29 – 1,8
1,6 – 2,2
2 – 2,35
2,35 – 2,45
50
35
20
15
6
Pada tahap awal, jenis turbin yang dapat
diperhitungkan dengan mempertimbangkan parameter
parameter yang khususnya bisa mempengaruhi sistem
operasi turbin, bisa dilihat sebagai berikut:
a. Faktor tinggi jatuh aliran air efektif (Net Head)
dan debit air yang akan dimanfaatkan untuk
operasi turbin harus melalui pemilihan jenis turbin.
b. Faktor Daya ( Power) yang diinginkan dengan
Head dan debit yang tersedia pada aliran sungai.
c. Kecepatan (putaran) turbin yang akan di kopelkan
pada generator.
2.8 Pemilihan Tipe Generator
Perencanaan tenaga yang dihasilkan oleh
generator tiga phasa dihitung dengan persamaan
cos3  IVP Watt (1)
Dimana :
P = tenaga yang dihasilkan generator (Watt)
V = tegangan (volt)
Istilah PowerOutput
Permen ESDM
Tahun 2002
Pico Hydro <500 W -
Micro Hydro 500 W hingga 100 kW < 1 MW
Mini Hydro 100 kW hingga 1 MW 1 MW-10 MW
Small Hydro 1 MW hingga 10 MW -
Full-scale(large) Hydro >10 MW -

3. 3
I = arus (ampere)
cos= faktor tenaga
Frekuensi arus yang dihasilkan sama dengan
frekuensi putaran rotor (N). Untuk f = 50 Hz,
rpm
p
f
n


120
(2)
Pada PLTM dimana faktor biaya sangat
diperhitungkan, kecepatan putar tinggi harus minimal
500 rpm untuk memperoleh jumlah pasang kutub p
yang sedikit.
Tabel 4 hubungan jumlah pasang kutub p dengan putaran
rotor untuk frekuensi 50 Hz
Jumlah pasang kutub p 1 2 3 4 5 6
Putaranper menit rpm 3000 1500 1000 750 600 500
Efisiensi generator secara umum adalah :[8]
1. Aplikasi 10 kVA efisiensi 0,7 – 0,8.
2. Aplikasi 10-20 kVA efisiensi 0,8 – 0,85.
3. Aplikasi 20-50 kVA efisiensi 0,85.
4. Aplikasi 50-100 kVA efisiensi 0,85 – 0,9.
5. Aplikasi 100 kVA efisiensi 0,9 – 0,95.
2.9 Transformator
Pada dasarnya transformator distribusi sama
dengan transformator daya, hanya berbeda fungsinya.
Tegangan transformator daya relatif rendah
dibandingkan dengan transformator distribusi.
Gambar 2 transformator daya
2.10 Perencanaan Jaringan
Ada lima tahap perencanaan jaringan
distribusi, yaitu:
1. Survei
2. Staking
3. Studi kelayakan
4. Pembuatan gambar rencana
5. Penyusunan anggaran biaya
2.11 Komponen Jaringan Distribusi
2.11.1 Penghantar
Ukuran penghantar dipilih berdasarkan :
Arus beban
Arus beban dapat dihitung dengan
persamaan :
LLV
S
I


3
(3)
Dimana : I = arus beban (A)
S = daya beban (Kva)
VLL = tegangan antar phasa (V)
Dalam perencanaan penampang penghantar
suatu saluran juga harus memperhatikan beberapa hal
lain yaitu toleransi pembebanan, kondisi pasar dan
tingkat pertumbuhan beban.
2.11.2 Tiang
Pemilihan jenis tiang dalam perencanaan
berdasarkan pertimbangan-pertimbangan :
 Jumlah tarikan jaringan distribusi
 Ukuran kawat
 Sudut belokan jaringan distribusi
 Ruang bebas (clearence)
2.11.3 Isolator
Isolator digunakan untuk memisahkan
bagian-bagian yang bertegangan listrik atau bagian-
bagian yang bertegangan. Isolator juga memiliki fungsi
dari segi mekanik yaitu :
1. Menahan berat dari penghantar.
2. Mengatur jarak dan sudut antara penghantar
dengan penghantar.
3. Menahan adanya perubahan kawat akibat
perbedaan suhu dan angin.
2.12 Daerah Bebas (Clearance)
Daerah bebas adalah jarak minimum kawat
penghantar yang diijinkan terhadap suatu obyek
tertentu agar tetap dalam batas aman pada berbagai
kondisi.
Tabel 5 span yang diijinkan untuk berbagai macamtiang
Tabel 6 jarak bebas terhadap fasilitas umum dan jalan
Tabel 7 jarak bebas terhadap gedung
2.13 Metode Analisa Kelayakan (Evaluasi Proyek)
Evaluasi Proyek, juga dikenal sebagai studi
kelayakan proyek (atau studi kelayakan bisnis pada
proyek bisnis), merupakan pengkajian suatu usulan
proyek (atau bisnis), apakah dapat dilaksanakan (go
project) atau tidak (no go project).
Tinggi Tiang (m) Span yang diizinkan (m)
11 40 – 65
12 65 – 90
13 90 – 100
Keterangan Kawat netral (m) JTM (m)
Rel kereta api 11 12,5
Jalan umum / reklame 9 11
Jalan masuk rumah 9 11
Tegangan jaringan Horisontal (m) Vertikal (m)
220 / 380 volt 1,5 2,5
14,4 Kv (1 phasa) 2,5 2,5
24,9 Kv 3,0 3,0

4. 4
BAB III
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK MINI
HIDRO DI SUNGAI DAMAR
3.1 Ringkasan Komponen Teknis PLTM
1. Bendung
Tipe, Material Konstruksi : Bendung tetap , Mercu Bulat, pasangan
batu kali dan beton bertulang
a. Panjang Bendung : 52,15 m
b. Tinggi Mercu : 1 m
c. Lebar Bendung : 31 m
2. Bangunan Pengambilan dan SaluranPenghantar
a. Tipe BangunanPengambil: Pintu geser dengan Saringan Sampah
b. Tipe Saluran : Saluran Terbuka
c. Dimensi Saluran : 3,1 m Penampang Atas
d. Tinggi JagaanSaluran : 0,5 m
3. Kolam Pengendap Pasir
a. Tipe, bentuk : Saluran Terbuka
b. Tinggi Jagaan : 0,5 m
c. Konstruksi : Pasangan Batu Kalidan Cor Beton
4. Bak Penenang
a. Tipe : Bak Terbuka
b. Konstruksi : Pasangan Batu Kalidan Beton
Bertulang, dengan penyaring sampah
c. Tinggi Jagaan: 0,8 m
5. Pintu Pengambilan Pipa Pesat
a. Tipe : Governor
6. Pipa Pesat
a. Tipe, Material : Mild Steel
b. Diameter Dalam : 1,8 m
c. Panjang : 630 m
7. Gedung Sentral
Tipe MaterialKonstruksi : Beton Bertulang
8. Saluran Pembuang
a. Tipe, Material : Saluran Terbuka, Pasangan Batu Kali
b. Dimensi : 1,5 m Penampang Atas
9. Turbin danGenerator
a. Tipe Turbin : Cross Flow
b. Kapasitas Output
Turbine max : 2,073 kW
c. Generator : Syncronous Horizontal
d. Kapasitas Output
Generator max : 1.920 kW
10. Transformator
a. Tipe : Onan ( outdoor )
b. Kapasitas : 2500 kVA
11. Jaringan Transmisi
a. Tegangan : 20 Kv
b. Jarak jaringan ke PLN : ± 300 m
c. Jenis Penghantar : Konduktor AAAC
3.2 Lokasi Proyek
Lokasi PLTM Damar direncanakan berada di
wilayah Daerah Aliran Sungai Damar, Kabupaten
Kendal. Secara Administratif PLTMH Damar berada
di Desa Gebangan, Kecamatan Pageruyung,
Kabupaten Kendal. Batas Administratif
a. Utara :Desa Pager Gunung, Kecamatan Pagerruyung
b. Timur :Desa Kalibareng, Kecamatan Patean
c. Selatan :Desa Tambahrejo, Kecamatan Pagerruyung
d. Barat :Desa Surokonto Wetan, Kecamatan
Pagerruyung
Gambar 3 Lokasi PLTM Peta Jawa Tengah
Gambar 4 Peta Rupa Bumi (Lokasi PLTM Damar)
Gambar 5 Lokasi Bendungan
Gambar 6 Lokasi power house
3.3 Hidroligi
Grafik flow duration curve seperti di
perlihatkan di pada gambar berikut :
Gambar 7 Grafik Probabilitas Debit Aliran Sungai Damar
Dari grafik durasi aliran air pada Sungai
Damar didapatkan grafik debit air Sungai Damar
selama satu tahun seperti gambar berikut:

5. 5
Gambar 8 Grafik Debit Aliran Sungai Damar Sepanjang
Tahun
Dari gambar Flow Duration Curve diatas
diperoleh nilai debit yang mengaliri bendung PLTM
sebagai berikut :
Debit Maximum : 4,9 m3 / dtk
Debit Rata- rata : 2,2 m3 / dtk
Debit Minimum : 450 lt / dtk
BAB IV
KAPASITAS PEMBANGKITAN DAN
RANCANGAN ANGGARAN BIAYA
PEMBANGUNAN PLTM
Kapasitas pembangkitan PLTM pada dasarnya
bergantung dengan ketersediaan energi primer, dalam
hal ini pembangkit yang digunakan ialah jenis
pembangkit run of river.
Besarnya daya yang dibangkitkan bergantung
dengan debit dan ketinggian jatuhnya air. Semakin
besar debit dan tinggi jatuhnya air maka semakin besar
energi potensial dan semakin besar pula daya yang
dihasilkan sesuai dengan persamaan.
P = 9,8 x Q x h x η (9)
Dimana, P = Daya yang dihasilkan (W)
Q = Debit air (lt/s)
H = Ketinggian jatuh air (m)
η = efisiensi turbin
4.1 Penentuan Komponen Mekanik dan Elektrik
PLTM
4.1.1 Turbin
Turbin adalah sebuah mesin berputar yang
mengambil energi dari aliran fluida. Turbin sederhana
memiliki satu bagian yang bergerak, "asembli rotor-
blade/runner".
Tabel 8 Karakteristik PLTM Damar
Jenis turbin Turbin Crossflow Horizontal Shaft
Gross Head 144 m
Net Head 135 m
Debit maksimum 1,8 m3/det.
Debit Optimum 1,8 m3/det.
Debit minimum 0,45 m3/det
Daya poros turbin 2,073 KW
Daya output
generator
1,920 KW
Gambar 9 Bagian-bagian dari turbin mikrohidro
4.1.1.1 Tingkat Efisiensi Turbin
Total efisiensi turbin crossflow mini dengan
ketinggian yang kecil adalah 84% sepanjang aliran.
Efisiensi maksimum dari turbin menengah dan besar
dengan Ketingian yang besar, adalah 87%.
Gambar 10 Kurva Efisiensi Turbin Cross Flow
4.1.1.2 Daya turbin
Besarnya daya pada PLTMH Damar pada
keadaan debit maksimum adalah sebagai berikut :
P = g x Q x H x 
P = 9,81x4,5x135x0,87
P = 5184,83 KW
Sedangkan pada saat debit minimum adalah :
P = 9.81xQxHxη
P = 9,81x0,45x135x0,87
P = 518,5 KW
Jika probabilitas debit air yang di ambil ialah
sekitar 60% dengan debit 1,8 m3
/s sebagai debit
andalan, maka daya yang dibangkitkan ialah sebesar,
P = g x Q x H x η
P = 9,81x1,8x135x0,87
P = 2073,93 KW
4.1.2 Generator
Tipe generator yang akan dipergunakan di
PLTMH Damar adalah generator sinkron horizontal
shaft dengan putaran sebesar 1000 rpm.

6. 6
Tabel 9 Spesifikasi Generator PLTMH Damar
Type Generator 3
Kapasitas (KVA) 2454 KVA
Tegangan (KV) 0,4 KV
Putaran (rpm) 1000 rpm
Overspeed (rpm) 2193 rpm
Faktor daya 0,9
Frekwensi (Hz) 50 Hz
Variasi tegangan  5%
Sistem eksitasi Tanpa sikat dengan self-excited
Kelas isolasi H/F
Pada generator sinkron PLTM Damar
menggunakan kecepatan 1000 rpm sehingga kutup
dalam generator berjumlah,
N = (10)
Dimana: N = Perputaran Generator (rpm)
f = Frekuensi (Hz)
P = Jumlah kutub
Sehingga,
P =
= = 6 kutub
Besarnya daya keluaran generator pada PLTM
Damar pada keadaan debit probabilitas sekitar 60%
adalah sebagai berikut :
P = g x Q x H x ηt x ηg
P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9
P = 1866,54 KW
Sedangkan pada saat debit minimum adalah :
P = g x Q x H x ηt x ηg
P = 9,81x0,45x135x0,87x0,9
P = 466,65 KW
Arus generator dari daya yang dihasilkan oleh
generator tiga phasa dihitung dengan persamaan :
cos3  IVP (11)
I =
√ ∅
I =
,
√ , ,
= 3025,54 A
4.1.3 Transformator
Tabel 10 Detail Transformator pada PLTMH Damar
Kapasitas 2500 kVA
Tegangan sisi primer 0,4 kV
Tegangan sisi sekunder 20 kV
Vektor grup Yyn0
Sistem Pendingin ONAN
Temperatur minyak 60⁰C
Temperatur belitan 65⁰C
Rugi besi 3000 watt
Rugi Tembaga 33800 watt
Jumlah rugi total 36800 watt
Efisiensi beban penuh 98,55 %
Impedansi tegangan 7 %
Arus beban nol 1,8 %
Kelas isolasi temperatur A
Tingkat kebisingan 62 DB
Dimensi
- Panjang 2300 mm
- lebar 1440 mm
- tinggi 2232 mm
Volume oli 1350 liter
Berat inti dan belitan 1975 kg
Berat total 5385 kg
HV/ LV 20/ 0,4 kV
Besaran nilai nominal dari transformator
menggunakan satuan VA sehingga daya dari hasil
keluaran generator kW di ubah menjadi kVA dengan
persamaan,
P = S cos Ø (12)
Sehingga,
S = P/cos Ø (13)
= 1866,54/0,9
= 2073,93 kVA
Dengan memberikan pembebanan trransformator
sebesar ±80% dari nilai nominal transformator
sehingga,
S = 2073,93/0,8
= 2592,41 kVA ≈ 2500 kVA
4.2 Kapasitas Daya Netto dan Energi
Asumsi beban transformator dalam keadaan
penuh, sesuai dengan name plate transformator sebesar
98,55%. Sehingga daya keluaran yang siap dikirim
dapat dihitung dengan persamaan,
P = g x Q x H x t x trgx (14)
P = 9,81x1,8x135x0,87x0,9 x 0,9855
P = 1839,47 KW
Arus maksimum yang keluar pada sisi sekunder
sebesar dengan menggunakan persamaan (11),
I =
√ ∅
I =
,
√ ,
= 59 A
Tabel 11 Daya Keluaran PLTM Damar
Flow rate % 100 % 90 % 60 % 50 % 25 %
Output (kW) 1839,47 1655,53 1086,33 895,94 428,55
Flow rate
m3/s
1,8 1,62 1,08 0,9 0,45
Efisiensi
turbin
0,87 0,87 0,87 0,87 0,85
Efisiensi
generator
0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
Efisiensi
tansformator
0,9855 0,9855 0,97 0,96 0,94
Prediksi dan asumsi dalam satu tahun PLTM
dapat bekerja dengan debit 50% (0,9 m3/s) sehingga
berdasarkan gambar 8, grafik debit aliran Sungai

7. 7
Damar, PLTM akan tidak bekerja pada bulan ke 7-9
karena masuk pada musim kemarau dan tidak adanya
ketersediaan air untuk membangkitkan energi listrik.
Sehingga dalam satu tahun energi minimal yang
dihasilkan dengan persaamaan:
E = P x t (15)
Dimana : E = Energi Listrik (kWh)
P = Daya (W)
t = waktu (jam)
sehingga,
E = 895,94 x 9 bulan
= 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh
sedangkan nilai KHA pada jaringan dalam
keadaan normal yaitu sebesar:
I =
√ ∅
I =
,
√ ,
= 59 A
Penghantar yang digunakan 3 x 240 mm2
+ N
70 mm2
dengan KHA maksimum 630 A[11]
.
4.3 Teknoekonomi Perencanaan PLTM pada
Potensi Sungai Damar
4.3.1 Performa Cash Flow
Penyusunan proforma cashflow menggunakan
asumsi (tingkat inflasi = 4 %; suku bunga = 10%;
Kenaikan tarif listrik per tahun = 2 %; umur ekonomis
pembangkit = 20 tahun; pajak = 30 %
4.3.1.1 Investasi Awal
Tabel 12 Estimasi Total RAB
Item Keterangan Total
A Pradesain 210.000.000,-
B Pekerjaan Bangunan Sipil 9.864.000.000,-
C Peralatan 8.662.327.000,-
D Jaringan 20 kV 157.651.750,-
E Sistem Proteksi,
Pengukuran, Switching,
Peralatan Tambahan
169.494.000,-
Jumlah 19.063.472.750,-
PPN 10 % 1.906.347.275,-
Jumlah + PPN 20.969.820.025,-
Total anggaran biaya pada pembangunan
PLTM Damar adalah sebesar Rp 20.969.820.025,-
4.3.1.2 Penerimaan
Dengan mengasumsikan kapasitas daya PLTM
yang terserap pada beban ialah sebesar 85,68 %
sehingga pendapatan dalam satu tahun sebesar;
85,68 % x 656 x 895,94 x 6480 = Rp 3.263.151.440,-
4.3.1.3 Pengeluaran atau biaya bulanan
1. Biaya operasional = 12 x Rp 1.000.000,00
= Rp 12.000.000,00/th
2. Gaji = 12 x Rp 1.500.000,00
= Rp 18.000.000,00/th
3. Lain-lain = 12 x Rp 1.000.000,00
= Rp 12.000.000,00
Total pengeluaran = RP 42.000.000,00/th
4.3.1.4 Penyusutan dan Nilai Residu
1. Residu
Investasi awal = Rp 20.969.820.025,-
Nilai residu = 10% x Rp 20.969.820.025,-
= Rp 2.096.982.002,-
2. Penyusutan
Penyusutan =
20
residuInvestasi 
20
002,002.096.982.-.025,0020.969.820

= Rp 943.641.900,-
4.3.2 Penilaian Investasi
4.3.2.1 Net Present Value (NPV)
NPV adalah merupakan selisih antara benefit
(penerimaan) dengan cost (pengeluaran) yang telah
dipresent-valuekan.
Perhitungan faktor diskonto (DF) :
Diketahui : i (tingkat suku bunga) = 10 %
Tahun ke-0 =
1
(1+i) n =
1
(1+0,10)0 = 1
Benefit = (0+0) x 1 = 0 (belum memperoleh benefit)
Tahun ke-1 =
1
(1+i) n =
1
(1+0,10)1 = 0.909090909
Benefit = (Rp 3,263,151,440.00 +Rp 943,641,900.00) x 0.909090909
= Rp 3,824,357,581.82
Cost = (Rp 42,000,000.00 + Rp 943,641,900.00 + Rp 683,252,862.00) x
0.909090909
= Rp 1,517,177,056.36
Cash Flow tahun pertama sebesar:
= Rp 3,824,357,581.82 - Rp 1,517,177,056.36
= Rp 2,307,180,525.45
Tabel 13 Present Value
Tahun Present Value (Rp)
Benefit Cost Cash Flow
0 - 20,969,820,025.00 (20,969,820,025.00)
1 3,824,357,581.82 1,517,177,056.36 2,307,180,525.45
2 3,530,625,098.18 1,396,404,686.48 2,134,220,411.70
3 3,259,672,921.24 1,285,381,816.27 1,974,291,104.98
4 3,009,715,397.40 1,183,310,604.19 1,826,404,793.21
5 2,779,108,457.32 1,103,472,678.95 1,675,635,778.37
6 2,566,338,253.57 1,003,156,980.87 1,563,181,272.71
7 2,370,010,721.46 923,787,893.67 1,446,222,827.79
8 2,188,841,987.14 850,787,381.87 1,338,054,605.28
9 2,021,649,553.34 783,637,341.08 1,238,012,212.26
10 1,867,344,198.87 721,862,381.08 1,145,481,817.79
11 1,724,922,533.46 665,026,259.53 1,059,896,273.93
12 1,593,460,154.13 612,728,616.97 980,731,537.16
13 1,472,105,354.01 564,601,987.40 907,503,366.61
14 1,360,073,338.34 520,309,060.88 839,764,277.46
15 1,256,640,906.37 479,540,176.70 777,100,729.67
16 1,161,141,561.03 442,011,027.48 719,130,533.55
17 1,072,961,011.66 407,460,556.22 665,500,455.43
18 991,533,037.73 375,649,029.98 615,884,007.75
19 916,335,684.26 346,356,275.06 569,979,409.19
20 846,887,761.93 412,890,963.94 433,996,797.98
Jumlah 39,813,725,513.26 36,565,372,799.99 3,248,352,713.28
Total benefit yang didapatkan selama 20 tahun
ialah sebesar Rp 39.813.725.513,26 sedangkan cost
total selama 20 tahun sebesar Rp 36.565.372.799,99
sehingga NPV yang didapatkan sebesar Rp
3.248.352.713,28., jadi nilai NPV bernilai positif
(NPV>0).

8. 8
4.3.2.2 Benefit Cost Ratio (BCR)
Perhitungan Benefit Cost Ratio (BCR) adalah
sebagai berikut :
BCR=
∑ Bk
N
k=0
∑ Ck
N
k=0
=
Rp 39.813.725.513,26
Rp 36.565.372.799,99
= 1,089
4.3.2.3 Break Even Point (BEP)
Dengan suku bunga 10% maka didapatkan
table perhitungan akumulasi pendapatan dan
penerimaan seperti berikut:
Tabel 14 Akumulasi pendapatan dan penerimaan
Tahun Kumulatif (Rp)
Cash in CashOut Net Cash Flow
0 0.00 20,969,820,025.00 -(20,969,820,025.00)
1 3,824,357,581.82 22,486,997,081.36 -(18,662,639,499.55)
2 7,354,982,680.00 23,883,401,767.84 -(16,528,419,087.84)
3 10,614,655,601.24 25,168,783,584.11 -(14,554,127,982.87)
4 13,624,370,998.65 26,352,094,188.31 -(12,727,723,189.66)
5 16,403,479,455.97 27,455,566,867.26 -(11,052,087,411.29)
6 18,969,817,709.55 28,458,723,848.13 -(9,488,906,138.58)
7 21,339,828,431.01 29,382,511,741.80 -(8,042,683,310.79)
8 23,528,670,418.15 30,233,299,123.67 -(6,704,628,705.52)
9 25,550,319,971.49 31,016,936,464.74 -(5,466,616,493.25)
10 27,417,664,170.36 31,738,798,845.82 -(4,321,134,675.46)
11 29,142,586,703.82 32,403,825,105.35 -(3,261,238,401.53)
12 30,736,046,857.95 33,016,553,722.32 -(2,280,506,864.37)
13 32,208,152,211.96 33,581,155,709.72 -(1,373,003,497.76)
14 33,568,225,550.30 34,101,464,770.60 -(533,239,220.30)
15 34,824,866,456.67 34,581,004,947.30 243,861,509.37
16 35,986,008,017.69 35,023,015,974.78 962,992,042.92
17 37,058,969,029.35 35,430,476,531.00 1,628,492,498.35
18 38,050,502,067.08 35,806,125,560.98 2,244,376,506.10
19 38,966,837,751.34 36,152,481,836.04 2,814,355,915.30
20 39,813,725,513.26 36,565,372,799.99 3,248,352,713.28
x =
Rp 533,239,220.30
Rp 777.100.729,60
= 0,68
BEP = 14 + 0,68 = 14,68 tahun
4.3.2.4 Internal Rate of Return (IRR)
Melalui metode perhitungan i1= 10%
menghasilkan NPV1 positif dan i2= 13% menghasilkan
NPV2 negatif. Rincian perhitungan Internal Rate of
Return (IRR) dapat dilihat pada tabel berikut :
Tabel 15 Net Present Value dengan tingkat bunga pertama
Tahun Discount faktor
10%
NetCash Flow Present Value I
0 1 - -
1 0.909090909 2,537,898,578.00 2,307,180,525.45
2 0.826446281 2,582,406,698.16 2,134,220,411.70
3 0.751314801 2,627,781,460.72 1,974,291,104.98
4 0.683013455 2,674,039,257.74 1,826,404,793.21
5 0.620921323 2,721,196,771.46 1,689,649,099.64
6 0.56447393 2,769,270,978.66 1,563,181,272.71
7 0.513158118 2,818,279,154.92 1,446,222,827.79
8 0.46650738 2,868,238,879.04 1,338,054,605.28
9 0.424097618 2,919,168,037.33 1,238,012,212.26
10 0.385543289 2,971,084,828.08 1,145,481,817.79
11 0.350493899 3,024,007,765.89 1,059,896,273.93
12 0.318630818 3,077,955,686.17 980,731,537.16
13 0.28966438 3,132,947,749.51 907,503,366.61
14 0.263331254 3,189,003,446.16 839,764,277.46
15 0.239392049 3,246,142,600.46 777,100,729.67
16 0.217629136 3,304,385,375.32 719,130,533.55
17 0.197844669 3,363,752,276.64 665,500,455.43
18 0.17985879 3,424,264,157.80 615,884,007.75
19 0.163507991 3,485,942,224.07 569,979,409.19
20 0.148643628 5,016,695,438.44 745,699,810.66
Jumlah 24,543,889,072.23
Net Present Value 3,574,069,047.23
Tabel 16 Net Present Value dengan tingkat bunga kedua
Tahun
Discount faktor
13.00% Net Cash Flow Present Value II
0 1 - -
1 0.884955752 2,537,898,578.00 2,245,927,945.13
2 0.783146683 2,582,406,698.16 2,022,403,240.79
3 0.693050162 2,627,781,460.72 1,821,184,367.78
4 0.613318728 2,674,039,257.74 1,640,038,355.32
5 0.542759936 2,721,196,771.46 1,476,956,585.52
6 0.480318527 2,769,270,978.66 1,330,132,158.53
7 0.425060644 2,818,279,154.92 1,197,939,551.85
8 0.376159862 2,868,238,879.04 1,078,916,340.13
9 0.332884833 2,919,168,037.33 971,746,765.72
10 0.294588348 2,971,084,828.08 875,246,971.65
11 0.260697653 3,024,007,765.89 788,351,727.85
12 0.230705888 3,077,955,686.17 710,102,499.17
13 0.204164502 3,132,947,749.51 639,636,718.56
14 0.180676551 3,189,003,446.16 576,178,143.34
15 0.159890753 3,246,142,600.46 519,028,184.65
16 0.141496242 3,304,385,375.32 467,558,111.31
17 0.125217913 3,363,752,276.64 421,202,039.58
18 0.110812312 3,424,264,157.80 379,450,629.24
19 0.098063993 3,485,942,224.07 341,845,414.49
20 0.086782295 5,016,695,438.44 435,360,342.72
Jumlah 19,939,206,093.33
Net Present Value -1,030,613,931.67
Nilai IRR adalah sebagai berikut :
  %12%10%13
931.671,030,613,047.233,574,069,
047.233,574,069,
10 






IRR
4.4 Hasil Evaluasi Proyek
Setelah dilakukan evaluasi proyek diperoleh
hasil sebagai berikut :
Tabel 17 Hasil Evaluasi Proyek
Parameter
Evaluasi
Hasil Perhitungan
Kriteria Kelayakan
Proyek
Net Present
Value
Rp. 3,248,352,713.28 NPV > 0
Benefit Cost
Ratio
1,089 BCR > 1
Break Even
Point
14,32 tahun
BEP < umur ekonomis
proyek
Internal Rate
of Return
12 % IRR > 0
Hasil perhitungan NPV pada tingkat suku bunga
10 % diperoleh sebesar Rp 3,248,352,713.28.
Berdasarkan kriteria kelayakan proyek yang
mengharuskan NPV dan IRR> 0, Selain itu BCR >1
dan Nilai BEP sebesar 14,68 tahun sehingga proyek ini
dapat mencapai titik impas sebelum umur ekonomis
proyek, sehingga proyek pembangunan PLTM ini
layak.
BAB V
PENUTUP
5.1 Kesimpulan
1. PLTM (Pembangkit Mini Hidro) termasuk ke
dalam jenis pembangkit run off river karena
memanfaatkan aliran Sungai Damar untuk
membangkitkan tenaga listrik dan besarnya
daya yang dibangkitkan pada PLTM
bergantung dengan besarnya ketinggian
jatuhnya air dan debit air.
2. Daya yang dibangkitkan pada PLTM Damar
sebesar 1886,54 kW, tegangan output 0,4 kV
dan arus 3025,54 A dengan efisiensi turbin dan

9. 9
generator sebesar 0,87 dan 0,9. Sedangkan
daya netto yang dihasilkan PLTM di Sungai
Damar ialah sebesar 1839,47 kW dengan
efisiensi transformator 98,55%.
3. Kapasitas transformator daya yang digunakan
sebesar 2500 kVA (0,4/20 kV) dengan
pembebanan ±80% dari kapasitas
transformator.
4. Penghantar yang digunakan ialah jenis bare
konduktor dengan ukuran 240mm2 dengan
KHA maksimal jaringan 630 A dan KHA
normal pada JTM PLTMH ialah sebesar 59 A
dengan tegangan 20 kV.
5. Total energi listrik dalam satu tahun yang
dihasilkan pada acuan debit 0,9 m3/s adalah
sebesar 5805691,2 kWh ≈ 5,81 MWh.
6. Total anggaran biaya yang dibutuhkan dalam
pembangunan PLTM di Sungai Damar,
Kabupaten Kendal sebesar Rp
20,969,820,025.-
7. Net Persent Value pada proyek PLTM di
Sungai Damar sebesar Rp 3,248,352,713.28
dengan umur efektifitas pembangkit 20 tahun.
8. BEP yang dicapai pada pembangunan PLTM
di Sungai Damar selama 14,68 tahun dengan
suku bunga 10%.
9. Berdasarkan nilai parameter evaluasi proyek di
dapatkan nilai NPV dan IRR lebih besar dari 0
(nol), BCR > 1 dan BEP di bawah umur
ekonomis proyek sehingga PLTM layak untuk
dibangun di Sungai Damar.
5.2 Saran
Saran yang dapat disampaikan penulis untuk
pembaca adalah sebagai berikut :
1. PLTM merupakan jenis energi yang baru dan
terbarukan sehingga diharapkan
pengembangan dan pembangunan PLTM
dapat dioptimalkan oleh siapapun baik pihak
swasta maupun pemerintah.
2. Penelitian PLTM lebih dikembangkan untuk
mengoptimalkan potensi daya dan kapasitas
terserap dari daya yang dihasilkan PLTM
untuk penggunaan energi listrik.
DAFTAR PUSTAKA
[1] IMIDAP(Integrated Microhydro Development
and Application Program),Modul Pelatihan
Operator Mikrohidro, ESDM, 2009
[2] Gulliver, Jhon S. dan Roger E.A. Arndt,
Hydropower Engineering Handbook,
McGraw-Hill Inc., USA, 1991.
[3] Muzaqi, Ahmad et.al, Rancang Bangun
Simulasi Pembangkit Listrik Tenaga Air
(PLTA) Dengan Turbin Pelton, Tugas Akhir,
Politeknik Negeri Semarang, Semarang, 2002.
[4] Otto Ramadhan, Perencanaan Pembangkit
Listrik Tenaga Mikro Hidro dengan
Memanfaatkan Kecepatan Aliran Sungai,
Tugas Akhir, UNDIP Semarang, 2005
[5] Harsanto Tri, Pemetaan Potensi dan
Perencanaan Pembangkit Mikrohidro di
Wilayah Jawa Tengah, Tugas Akhir, UNDIP
Semarang, 2003
[6] Arismunanadar, Wiranto, Penggerak Mula
Turbin, edis kedua, ITB, Bandung, 1988.
[7] http://www.cink-hydro-energy.com/id/turbin-
hidro, diakses tanggal 9 Juni 2012
[8] IMIDAP(Integrated Microhydro Development
and Application Program),Pedoman Studi
Kelayakan Mekanikal Elektrikal, ESDM, 2009
[9] Sulasno, Pusat Pembangkit Tenaga Listrik,
edisi pertama, Satya Wacana, Semarang, 1990.
[10] PT. PLN (PERSERO) DISTRIBUSI JAWA
TENGAH & D.I. YOGYAKARTA, Pedoman
Standar Konstruksi 2008.
[11] PT. PLN (PERSERO) PUSAT PENDIDIKAN
DAN PELATIHAN, Konstruksi Jaringan
Distribusi Tegangan Menengah.
BIODATA
Febriansyah/L2F009102 dilahirkan
di Jakarta 09 Februari 1991. Telah
menempuh pendidikan mulai dari
TK Eka Ria Kebon Jeruk, SDN 08
Kebon Jeruk, SMPN 75 Jakarta,
SMAN 74 Jakarta dan sekarang
menempuh pendidikan di
Universitas Diponegoro, Fakultas Teknik, Jurusan
Teknik Elektro konsentrasi Teknik Ketenagaan Listrik.
Menyetujui,
Dosen Pembimbing
DR. Ir. Joko Windarto, M.T,
NIP. 196405261989031002