perencanaan kapasitas daya terpasang plta
Post on 07-Aug-2018
228 Views
Preview:
TRANSCRIPT
-
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: masbudi90@gmail.com
ABSTRAK
Seiring dengan pertumbuhan penduduk, kawasan pemukiman, industri dan ekonomi, KalimantanSelatan mengalami krisis energi listrik. Disamping itu, sistem tenaga di Kalimantan Timur akan saling
berhubungan dengan Kalimantan Selatan-Tengah, yang akan dengan cepat meningkat dari 321 MW di tahun2006 menjadi 713 MW di tahun 2015. Dengan demikian untuk memenuhi kebutuhan energi listrik,
pemerintah mengambil keputusan untuk mendirikan PLTA Kusan 3 di kawasan sungai Kusan KabupatenTanah Bumbu provinsi Kalimantan Selatan. Penelitian ini menggunakan data skema peta topografi, datadebit inflow bulanan, yang dilakukan untuk perhitungan debit andalan dan simulasi operasi waduk dengan 8alternatif debit outflow 35,55 m
3/detik, 28,44 m
3/detik, 27,71 m
3/detik, 24,88 m
3/detik, 21,33 m
3/detik, 17,77
m3/detik, dan 14,22 m
3/detik. Studi dilanjutkan dengan menghitung diameter pipa pesat, tinggi jatuh efektif,
dimensi turbin, daya terpasang, energi per tahun pada PLTA Kusan 3. Selanjutnya pada data bunga biaya
digunakan sebagai pengoptimalan potensi dengan melakukan perhitungan ekonomi. Hasil studi menunjukkan perencanaan daya terpasang dari 8 alternatif debit pembangkit, yaitu 88 MW, 78 MW, 68 MW, 65 MW, 59MW, 49 MW, 39 MW, dan 30 MW. Dengan nilai Benefit Cost Ratio sebesar 7,36, 7,26, 7,24, 7,18, 6,99,6,73, 6,28, dan 5,66.Kata kunci: Simulasi waduk, tinggi jatuh efektif, kapasitas daya terpasang, energi per tahun, kelayakanekonomi
ABSTRACT
Along with population growth, residential areas, industrial and economic development, South
Kalimantan electricity crisis. In addition, the power system in East Kalimantan will be interconnected with
the South-Central Kalimantan, which would rapidly increase from 321 MW in 2006 to 713 MW in 2015.
Thus, to meet the electrical energy needs, the government took the decision to set up a Kusan 3 hydropower
plant on the river Kusan Tanah Bumbu South Kalimantan province. This study uses data schema topographicmaps, monthly inflow discharge, which is done for the calculation of reliable discharge and reservoir
operations simulation with 8 alternative outflow discharge 35.55 m3, 28.44 m3, 27.71 m3, 24 , 88 m3, 21.33
m3, 17.77 m3 and 14.22 m3. The study followed rapidly by calculating the diameter penstock, net head,
dimension of the turbine, installed power, hydroelectric energy per year at Kusan 3. Furthermore, the datarate is used as the optimization potential costs to perform economic calculation. The study results suggest
planning an installed power of 8 alternate discharge power, is 88 MW, 78 MW, 68 MW, 65 MW, 59 MW, 49
MW, 39 MW and 30 MW. With the value of Benefit Cost Ratio of 7.36, 7.26, 7.24, 7.18, 6.99, 6.73, 6.28, and
5.66
Keywords: Simulation reservoirs, net head, installed power capacity, energy per year, the economic
feasibility
PENDAHULUAN Air merupakan salah satu unsur yang
sangat penting dalam kehidupan di alamini. Tanpa air maka kehidupan di alam initidak dapat berlangsung. Untuk itu makasetiap negara berusaha menjagakelestarian dan memanfaatkan secaraoptimal potensi-potensi sumber daya airguna kelangsungan dan kesejahteraanhidup warga negara. Pusat ListrikTenaga Air (PLTA) merupakan salah satu
sarana pembangkit listrik yangmemanfaatkan potensi sumber daya air.
Adanya potensi sumber daya air yangtersebar luas di wilayah indonesia sertaadanya kebutuhan akan tenaga listrik ditempat-tempat yang belum terjangkauoleh jaringan umum, merupakan faktor
pendorong yang kuat untuk membangunPusat Listrik Tenaga Air (PLTA).
Kabupaten Tanah Bumbu merupakansalah satu kabupaten yang terdapat di
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
2/12
Provinsi Kalimantan Selatan. Sejak beberapa tahun terakhir, seiring dengan pertumbuhan penduduk, kawasan pemukiman, industri dan ekonomi,Kalimantan Selatan mengalami krisis
energi listrik.Total puncak permintaan akan sistem
daya di Kaliman Selatan-Tengah danKalimantan Timur sebesar 566MW padatahun 2005, sementara kapasitas totaldaya terpasang sebesar 591MW. Sesuaidengan rencana pengembangan listrik PT.PLN di tahun 2006-2015, diperkirakan
bahwa permintaan akan energi listrik diKalimantan Selatan-Tengah akanmeningkat sebesar 8,4% per tahun, dansalah satu sistem tenaga di Kalimantan
Timur juga akan meningkat sebesar14,7% per tahun. Di tahun 2011, sistemtenaga di Kalimantan Timur akan saling
berhubungan dengan Kalimantan Selatan-Tengah. Melihat adanya permintaan yangtinggi akan kebutuhan listrik diKalimantan Selatan-Tengah, akan dengancepat meningkat dari 321MW di tahun2006 menjadi 713MW di tahun 2015.
Dengan demikian untuk memenuhikebutuhan energi listrik, pemerintahmengambil keputusan untuk mendirikanPLTA Kusan 3 di Kabupaten TanahBumbu provinsi Kalimantan Selatan,yang nantinya akan disuplai ke wilayahKalimantan Selatan-Kalimantan Tengah.Pembangunan PLTA Kusan 3 ini lebih
pada rencana pemanfaatan sumber dayaair yang dimanfaatkan untuk PembangkitListrik Tenaga Air (PLTA). Oleh karenaitu timbul suatu pemikiran untukmembangun suatu pembangkit listrikdengan skala besar.
TUJUAN
Tujuan yang ingin dicapai adalah: (1)Untuk mengetahui berapa besar tinggi
jatuh efektif; (2) Untuk mengetahuikapasitas daya terpasang dan energylistrik per tahun; (3) Untuk mengetahui
Benefit Cost Ratio (BCR) dan Internal Rate of Return (IRR) yang dihasilkan.
TINJAUAN PUSTAKA
Pembangkit Listrik Tenaga Air
Untuk mewujudkan suatu pembangunanPembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)sebagai upaya pengadaan listrik, salah
satu syaratnya adalah lokasi yang akandibangun pembangkit listrik ini haruslayak baik dari segi teknis maupunekonomis. Debit air, tinggi jatuh, dan
potensi outflow/ kluaran merupakan tolokukur utama dalam menentukan lokasisuatu Pembangkit Listrik Tenaga Air(PLTA).
Analisa hidrologi sangatdiperlukan dalam suatu perencanaanPembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA),yaitu untuk menentukan debit andalan
dan debit pembangkit yang diperlukanuntuk menentukan kapasitas dan energiyang dihasilkan oleh Pembangkit ListrikTenaga Air (PLTA) tersebut.
Gambar 1. Skema Konversi Energi PadaPembangkit Lisrik Tenaga Air
Sumber:http://konversi.wordpress.com/2010/05/01/sekilas-mengenai-pembangkit-listrik-
tenaga-air-plta
Konsep Perhitungan Daya dan Energi
A.
Daya
Daya merupakan energi tiap satuanwaktu, besarnya daya yang dihasilkandihitung dengan persamaan sebagai
berikut (Patty,1995:14) :P = 9,8 x Heff x Q x ηtdengan:P : Daya (kW)Heff : Tinggi jatuh efektif ( m )Q : Debit outflow (m3/dtk)Ηt : Efisiensi turbin
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
3/12
B. Tinggi Jatuh Efektif (Heff )
Tinggi jatuh efektif adalah selisihantara elevasi muka air waduk (EMAW)dengan tail water level (TWL) dikurangidengan total kehilangan tinggi tekan.
Persamaan tinggi jatuh efektif (Varshney,1977:562):Heff = EMAW – TWL – hldengan:Heff : Tinggi jatuh efektif (m)EMAW : Elevasi muka air waduk (m)TWL : Tail water level (m)hl :Total kehilangan tingi tekan (m)C.
Daya Generator
Generator listrik adalah sebuah alatyang memproduksi energi listrik darisumber energi mekanikal, biasanya
dengan menggunakan induksielektromagnetik. Efisiensi generator biasadiasumsikan 0,90 sampai 0,98 persenuntuk unit besar pada PLTA (Anonim,1989:5-18). Daya generator didapat dari
persamaan (Arismunandar, 2004:19) :PG = 9,8 x H x Q x ηt x ηG dengan:PG : Daya generator (kW)H : Tinggi maksimum (m)Q : Debit outflow (m
3/dtk)
ηt : Efisiensi turbinηG : Efisiensi generatorD. Energi Listrik yang Dihasilkan
Produksi energi tahunan dihitung berdasarkan tenaga andalan. Tenagaandalan dihitung berdasarkan debitandalan yang tersedia untuk PLTA yang
berupa debit outflow dengan periode nharian.E = P x t x n
= 9,8 x H x Q x ηg x ηt x t x ndengan:
E : Energi tiap satu periode (kWH)H : Tinggi jatuh efektif (m)Q : Debit outflow (m3/dtk)ηg : Efisiensi turbint : Lamanya operasi PLTA (jam)n : Jumlah hari dalam satu periode
ResevoirA.
Metode Simulasi (SSR)
Dalam situasi atau analisa perilakuoperasi waduk bertujuan untukmengetahui perubahan kapasitastampungan waduk
Metode Simulasi atau SSR
menggunakan persamaan sebagai berikut(Mc. Mahon, 1978:24) :Zt+1 = Zt + Qt - Dt untuk 0 ≤ Zt+1 ≤ C dengan:Zt+1 : Tampungan pada akhir periode t
atau tampungan pada awal periodeke (t+1)
Zt : Tampungan pada awal period ke tQt : Debit masuk selama periode tDt : Pelepasan air atau besarnya
kebutuhan air selama periode tC : Kapasitas waduk
B.
Lengkung Kapasitas Tampungandan Luas Genangan
Menurut Linsley (1985:164) fungsiutama dari waduk adalah untuk
penyediaan tampungan, maka cirifisiknya adalah kapasitas tampunganyang umumnya diwujudkan dengangrafik lengkung kapasitas. Dari lengkungkapasitas dapat diketahui elevasi wadukdan tinggi muka air operasi sesuai dengantampungan yang dikehendaki. Gambar 2menunjukkan lengkung kapasitas danlengkung luas genangan waduk Kusan 3hasil studi yang dilakukan oleh teamJICA.
Gambar 2. Lengkung kapasitas dan luas
genanganSumber : Studi perhitungan team JICA
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
4/12
Hidrolika
A.
Pipa Pesat ( Penstock)
1. Diameter Pipa Pesat
Penentuan diameter pipa pesatmenggunakan metode Fahlbush Formula
(Masonyi, 2009):
D = 1,1212,0
45,0
H
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
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
5/12
pipa lepas (m)Hs : Tinggi hisap atau draft head ( m )Heff : Tinggi jatuh air efektif ( m)
Kavitasi akan terjadi pada σ = σcrit.Besar σcrit dapat dihitung dengan
persamaan sebagai berikut (Dandenkardan Sharma,1991:440) :
σcrit =
dengan: Ns : Kecepatan spesifik
Analisa Ekonomi
A.
BCR ( Benefit Cost Ratio)Secara umum rumus untuk
perhitungan BCR ini adalah (Suyanto,2001:39):
dengan :PV : Present value BCR : Benefit Cost Ratio B. NPV ( Net Present Value)
Harga Net Present Value diperolehdari pengurangan Present Valuekomponen benefit dengan Present Value komponen cost (Suyanto, 2001:39).
NPV = PV komponen Benefit – PVkomponen Cost
dengan :PV : Present value
NPV : Net Present ValueC.
IRR ( Internal Rate of Return)Perhitungan nilai IRR ini dapat
diperoleh cara coba-coba pada tingkatsuku bunga tertentu maka didapat BCR=1 ataupun dengan rumus sebagai berikut(Kodoatie, 1995:112):
dengan :
I’ : Suku bunga memberikan nilai NPV positif
I” : Suku bunga memberikan nilai NPV negatif
NPV : Selisih antara present value darimanfaat dari present value dari
biaya NPV’ : NPV positif NPV” : NPV negative
METODE
Data-Data yang Dibutuhkan
Data-data penunjang yang digunakandalam studi ini meliputi :1. Skema Peta Topografi.
2.
Data Debit Inflow Bulanan.3. Data Bunga Biaya.
Tahapan Perencanaan
A.
Analisis Simulasi Operasi Waduk
Menentukan jumlah kapasitastanpungan waduk :1. Operasi Waduk Kusan diterapkan
dalam periode bulanan selama 46tahun.
2.
Memasukkan semua data yangdiketahui, mulai pertama sampai
terakhir sepanjang rangkaian data.3. Menghitung peluang kegagalan
dengan menggunakan persamaan.4. Menghitung besarnya keandalan
dengan menggunakan persamaan.5. Sebagai suatu pola, maka operasi
Waduk Kusan 3 menjadi suatu siklussehingga tampungan pada awal siklusharus sama dengan tampungan padaakhir siklus.
6.
Jika peluang kegagalan tak dapatditerima, dipilih lagi debit
pembangkit dan langkah di atas diulang kembali.
B. Tinggi Jatuh Bruto (Hgross)
Menghitung tinggi jatuh bruto dariselisih elevasi muka air waduk sesuai
pola operasi bulanan tile water level (TWL). C.
Pipa Pesat
1.
Menghitung diameter pipa pesat.2. Menghitung kehilangan tinggi tekan
pipa pesat.
3.
Menghitung tebal pipa pesat.D.
Tinggi Jatuh Efektif (Heff )
Menghitung tinggi jatuh efektif daritinggi jatuh bruto dengan kehilangantinggi tekan.
E. Turbin1. Menghitung dimensi turbin.2.
Menghitung kavitasi.
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
6/12
F. Kapasitas Daya Terpasang dan
Energi yang dihasilkan
1. Menghitung besar daya padagenerator.
2. Menghitung energi per tahun.
G.
Analisis Kelayakan Ekonomi1. Menghitung B/C ratio.2. Menghitung Net Present Value.3. Menghitung Internal Rate of Return.
HASIL DAN PEMBAHASAN
Analisis Simulasi Operasi Waduk
Untuk perhitungan simulasi operasiwaduk ini menggunakan 8 alternatif debitrancangan yang digunakan sebagai datadebit outflow, yaitu : 35,55 m3/det, 31,99m
3/det, 28,44 m
3/det, 27,71 m
3/det, 24,88
m3/det, 21,33 m3/det, 17,77 m3/det, dan14,22 m
3/det.
Tabel 1. Ringkasan hasil analisis simulasioperasi waduk untuk berbagai draftoutflow.
Analisis Tinggi Jatuh Bruto (Hgross)
Perhitungan tinggi jatuh bruto pada bulan Januari adalah sebagai berikut :
Elevasi Muka Air Waduk (EMAW) bulanJanuari = +120,00Tile Water Level (TWL) = +63,00Hgross = EMAW – TWL
= 120 – 63= 57 m
Analisis Pipa Pesat ( Penstock)
Dalam studi ini pipa pesat berjumlah3 buah dengan panjang masing-masing: -
Penstok utama : 217,96 m (2 buah)- Penstock mini : 28,89 m (1 buah)
Tabel 2. Rekapitulasi Nilai Diameter PipaPesat
Uraian Satuan Alt-1 Alt-2 Alt-3 Alt-4 Alt-5 Alt-6 Alt-7 Alt-8
Elevasi NWL m 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00
Elevasi LWL m 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40
Elevasi Tamp.Sedimen m 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50
Volume waduk pada NWL Juta m3
146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79
Volume waduk pada LWL Juta m3
45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40
V olume tamp.sedimen Juta m3
25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99
V olume efektif waduk Juta m3
101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39
Debit inflow rata-2 m3/det 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55
Draft debit otflow 1.0 0.9 0.8 0.7709 0.7 0.6 0.5 0.4
Debit pembangkit m3/det 35.55 31.99 28.44 27.40 24.88 21.33 17.77 14.22
J um la h p er io de g ag al b ul an 165 121 102 94 75 49 28 14
J um la h p er io de s imu la si b ul an 564 564 564 564 564 564 564 564
P robabil itas kegagal an si mulasi p er th % 29.26% 21.45% 18.09% 16.67% 13.30% 8.69% 4.96% 2.48%
P ro bab il it as k eb erh as il an s im ul as i p er t h % 70. 74% 78.55% 81.91% 83. 33% 86. 70% 91.31% 95. 04% 97. 52%
P rob abil it as ke gagal an si mul asi pe r th hari 107 78 66 61 49 32 18 9
P ro bab il it as ke be rh as il an s i mu las i pe r t h h ari 258 287 299 304 316 333 347 356
Sumber :Tabel Perhitungan
T a b e l 2 . R e k a p i t u l a s i n i l a i D i a m e t e r P e n s t o c k u n t u k b e r b a g a i a l t e r n a t i f
u n i t u t a m a
u n i t m
i n i
U n i t u t a m a ( L 1 ) U n i t u t a m a ( L 2 ) U n i t m i n i ( L 3 )
U n i t u t a m a
U n i t m i n i
U n i t u t a m a
U n i t m i n i
U n i t u t a m a
U n i t m i n i
U n i t u t a m a
U n i t m i n i
m 3 /
d e t
m 3 / d
e t
m
m
m
m
m
m
m 2
m 2
m / d e t
m / d e t
c m
c m
1
1 9 3 . 3 0
5 . 0 0
5 4 . 6 2
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
7 . 4 1
1 . 3 9
4 3 . 0 5
1 . 5 1
4 . 4 9
3 . 3 1
2 . 0 1
0 . 4 8
2
1 7 1 . 9 7
5 . 0 0
5 4 . 6 4
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
7 . 0 3
1 . 3 9
3 8 . 7 4
1 . 5 1
4 . 4 4
3 . 3 1
1 . 9 1
0 . 4 8
3
1 5 0 . 6 4
5 . 0 0
5 4 . 6 5
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
6 . 6 2
1 . 3 9
3 4 . 3 9
1 . 5 1
4 . 3 8
3 . 3 1
1 . 8 1
0 . 4 8
4
1 4 4 . 4 3
5 . 0 0
5 4 . 6 5
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
6 . 4 9
1 . 3 9
3 3 . 1 1
1 . 5 1
4 . 3 6
3 . 3 1
1 . 7 8
0 . 4 8
5
1 2 9 . 3 1
5 . 0 0
5 4 . 6 5
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
6 . 1 8
1 . 3 9
2 9 . 9 7
1 . 5 1
4 . 3 1
3 . 3 1
1 . 7 0
0 . 4 8
6
1 0 7 . 9 8
5 . 0 0
5 4 . 6 6
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
5 . 7 0
1 . 3 9
2 5 . 4 8
1 . 5 1
4 . 2 4
3 . 3 1
1 . 5 7
0 . 4 8
7
8 6 . 6 5
5 . 0 0
5 4 . 6 6
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
5 . 1 6
1 . 3 9
2 0 . 9 1
1 . 5 1
4 . 1 4
3 . 3 1
1 . 4 4
0 . 4 8
8
6 5 . 3 2
5 . 0 0
5 4 . 6 4
2 1 7 . 9 6
2 1 7 . 9 6
2 8 . 8 9
4 . 5 4
1 . 3 9
1 6 . 2 1
1 . 5 1
4 . 0 3
3 . 3 1
1 . 2 8
0 . 4 8
S u m b e r : T a b e l P e r h i t u n g a n
A l t e r n a t i f
L
A
T
Q p e m b a n g k i t
H
D
V
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
7/12
Analisis Tinggi Jatuh Efektif (Heff )
Perhitungan tinggi jatuh efektif padaalternatif 1 bulan januari :Hgross = 57 mHl = hl major + hl minor
= 0,18 + 2,20= 2,38
Heff = Hgross – hl= 57 – 2,38= 54,62 m
Tabel 3. Rekapitulasi Tinggi Jatuh EfektifH gross Hl Heff
m m m
1 57.00 2.38 54.62
2 57.00 2.36 54.64
3 57.00 2.35 54.65
4 57.00 2.35 54.65
5 57.00 2.35 54.65
6 57.00 2.34 54.667 57.00 2.34 54.66
8 57.00 2.36 54.64
Sumber : Hasil Perhitu ngan
Alternatif
Analisis TurbinTurbin yang digunakan dalam
perencanaan PLTA Kusan 3 ini adalahturbin vertical-kaplan pada unit utamadan vertical-francis pada unit mini, besardiameter turbin pada alternatif 1didasarkan pada tinggi Heff sebesar 54,62
m pada Tabel 3.-
Turbin Utama
Diameter Runner bagian luar (D2)
D2 = N
H x93,38
=250
62,5493,38 x
= 1,15 m
Diameter Runner Bagian Dalam
2
1
D
D =
3
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
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
8/12
Analisis Kapasitas Daya Terpasang
dan Energi yang dihasilkan
Sesuai dengan perhitungan simulasikapasitas tampungan waduk denganmenggunakan alternatif 1 yang memiliki
tingkat probabilitas keandalan 70,74%didapat.-
Perhitungan Daya Peak Load P Peak Load = 9,8 x Heff x Q x ηt x ηg
= 9,8 x 54,62 x 188,3 x 90% x 94%= 85357,44 kW
-
Perhitungan Daya Base Load P Base Load = 9,8 x Heff x Q x ηt x ηg
= 9,8 x 54,62 x 5 x 90% x 94%= 2266,53 kW
-
Daya generatorDaya generator = daya peak load + daya
base load= 85357,44 + 2266,53= 87623,97 kW= 87,62 MW
Daya riil = 88 MW
- Energi Peak Load E Peak Load = P Peak Load x t x n
= 85357,44 x 4 x 31
= 10584322,68 kWh
-
Energi Base Load
E Base Load = P Base Load x t x n
= 2266,53 x 20 x 31
= 1405247,30 kWh
-
Energi riil
E riil = Daya riil x t x n
= 87623,97 x 24 x 31
= 65192232,82 kWh
- Energi per tahunEnergi per tahun = 653303147,57 kWh
= 653,30 GWh
Tabel 5. Rekapitulasi Perencanaan Daya Terpasang PLTA Kusan 3
Uraian Satuan Alt-1 Alt-2 Alt-3 Alt-4 Alt-5 Alt-6 Alt-7 Alt-8
Elevasi NWL m 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00
Elevasi LWL m 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40
Elevasi Tamp.Sedimen m 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50 91.50Volume waduk pada NWL Juta m
3146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79 146.79
Volume waduk pada LWL Juta m3
45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40 45.40
Volume tamp.sedimen Juta m3
25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99 25.99
Volume efektif waduk Juta m3
101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39 101.39
Debit inflow rata-2 m3/det 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55 35.55
Draft debit otflow 1.0 0.9 0.8 0.7709 0.7 0.6 0.5 0.4
Debit pembangkit m3/det 35.55 31.99 28.44 27.40 24.88 21.33 17.77 14.22
Debit pembangkit peak load m3/det 188.30 166.97 145.64 141.29 124.31 102.98 81.65 60.32
Debit pembangkit base load m3/det 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
Jumlah periode gagal bulan 165 121 102 94 75 49 28 14
Juml ah pe riode si mul asi bul an 564 564 564 564 564 564 564 564
Probabilitas kegagalan simulasi per th % 29.26% 21.45% 18.09% 16.67% 13.30% 8.69% 4.96% 2.48%
Probabilitas keberhasilan simulasi per th % 70.74% 78.55% 81.91% 83.33% 86.70% 91.31% 95.04% 97.52%
Probabilitas kegagalan simulasi per th hari 107 78 66 61 49 32 18 9
Probabili tas kebe rhasilan simulasi per th hari 258 287 299 304 316 333 347 356 Output energy tahunan GWh 638.08 589.79 530.04 510.8 464.32 399.58 326.06 251.49
Daya generator MW 87.62 77.98 68.32 65.51 58.65 48.98 39.31 29.62
Daya riil MW 87.62 77.98 68.00 65.00 58.65 48.98 39.00 29.62
Daya Terpasang MW 88 78 68 65 59 49 39 30
Sumber : Tabel Perhitungan
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
9/12
Analisis Kelayakan Ekonomi
Komponen biaya pada studi initerdiri dari biaya modal dan biaya OP.Biaya modal meliputi biaya langsung(pipa pesat, rumah pembangkit dan
instalasi pembangkit) dan biaya taklangsung (contingecies dan biaya
engineering). Sedangkan biaya OPsebesar 2,5% dari biaya investasi. Untuknilai tukar rupiah Rp. 9.590,00 per 8Oktober 2012 (berdasarkan BI rate).
Harga satuan dalam studi inimenggunakan harga satuan pada tahun1983, sehingga perlu dilakukan eskali
pada tahun sekarang 2012 yangdidasarkan pada gambar 4.
Sehingga didapat:Y = 7,7858 . X - 15317Y = 7,7858 . 2012 - 15317
= 348,12
Faktor eskalasi EF = 1 -12,348
12212,348
= 0,35 Berikut rekapitulasi perhitungan
biaya konstruksi pada berbagai altenatifdaya terpasang.
Gambar 4. Satuan HargaSumber : Hasil Perhitungan
Q Pembangkit H efektif P Nilai Tukar Biaya Biaya Biaya Biaya Biaya Total
(m3/detik) (m) (kW) (Rp) Main Dam Intake Pipa Pesat Power House Power Equipment Biaya
1 193.30 54.62 87623.97 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 4,446,891.54$ 9,721,095.31$ 11,149,319.21$ 27,378,167.54$ 63,608,009.05$
2 171.97 54.64 77983.51 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 4,154,048.53$ 8,910,736.46$ 10,141,913.79$ 24,647,602.31$ 58,766,836.53$
3 150.64 54.65 68000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,845,892.03$ 8,074,907.57$ 9,101,341.85$ 21,786,850.75$ 53,721,527.63$
4 144.43 54.62 65000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,752,892.66$ 7,826,277.42$ 8,790,746.75$ 20,919,844.78$ 52,202,297.05$
5 129.31 54.65 58649.14 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,519,337.11$ 7,208,813.84$ 8,049,569.64$ 19,070,932.12$ 48,761,188.16$
6 107.98 54.66 48983.78 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 3,170,550.08$ 6,305,384.37$ 6,956,849.81$ 16,216,150.57$ 43,561,470.27$
7 86.65 54.66 39000.00 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 2,792,130.47$ 5,355,581.22$ 5,812,664.32$ 13,208,661.96$ 38,081,573.42$
8 65.32 54.62 29620.76 Rp9,590.00 10,912,535.44$ 2,372,730.53$ 4,344,327.87$ 4,632,896.03$ 10,313,565.10$ 32,576,054.96$
87,300,283.56$ 28,054,472.95$ 57,747,124.05$ 64,635,301.39$ 153,541,775.12$ 391,278,957.06$
Sumber : Hasil Perhitungan
Tabel 6. Perhitungan Biaya Konstruksi pada berbagai Alternatif Debit Pembangkit
Alternatif
Jumlah
Tabel 7. Perhitungan Biaya Konstruksi pada berbagai Alternatif Debit Pembangkit
Q Pembangkit Faktor Eskalasi Total Biaya Total Biaya Biaya Biaya Biaya
(m3/detik) EF CT CT' Contingecies Enginering Modal Operasional Total
1 193.3 0.350 63,608,009.05$ 181,501,804.17$ 9,075,090.21$ 9,075,090.21$ 199,651,984.59$ 4,991,299.61$ 204,643,284.21$
2 171.97 0.350 58,766,836.53$ 167,687,796.17$ 8,384,389.81$ 8,384,389.81$ 184,456,575.78$ 4,611,414.39$ 189,067,990.18$
3 150.64 0.350 53,721,527.63$ 153,291,296.72$ 7,664,564.84$ 7,664,564.84$ 168,620,426.39$ 4,215,510.66$ 172,835,937.05$
4 144.43 0.350 52,202,297.05$ 148,956,259.42$ 7,447,812.97$ 7,447,812.97$ 163,851,885.36$ 4,096,297.13$ 167,948,182.50$
5 129.31 0.350 48,761,188.16$ 139,137,252.64$ 6,956,862.63$ 6,956,862.63$ 153,050,977.90$ 3,826,274.45$ 156,877,252.35$
6 107.98 0.350 43,561,470.27$ 124,300,155.98$ 6,215,007.80$ 6,215,007.80$ 136,730,171.58$ 3,418,254.29$ 140,148,425.87$
7 86.65 0.350 38,081,573.42$ 108,663,584.73$ 5,433,179.24$ 5,433,179.24$ 119,529,943.20$ 2,988,248.58$ 122,518,191.78$
8 65.32 0.350 32,576,054.96$ 92,953,903.72$ 4,647,695.19$ 4,647,695.19$ 102,249,294.09$ 2,556,232.35$ 104,805,526.44$
391,278,957.06$ 1,116,492,053.55$ 55,824,602.68$ 55,824,602.68$ 1,228,141,258.90$ 30,703,531.47$ 1,258,844,790.37$
Sumber : Hasil Perhitungan
Alternatif Biaya
Jumlah
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
10/12
Manfaat ( Benefit)
Komponen benefit dari studi inididasarkan atas harga jual listrik yangdikeluarkan oleh PLN sebesar Rp 782,00.Diasumsi pembangunan PLTA Kusan 3
mulai dikerjakan pada tahun 2013 di saatselesainya pembangunan Waduk Kusandengan jangka waktu pelaksanaan selama5 tahun sehingga selesai akhir tahun2018, maka harga listrik yang digunakanadalah pada tahun 2018 sebesar Rp815,00 (harga listrik mengalami kenaikankarena pengaruh inflasi 12% setiap
periode). Berikut adalah perhitunganmanfaat PLTA Kusan 3 dalam satu tahun(tahun 2018) pada alternatif 1.Produksi energi tahunan =
638.078.649,10 kWhHarga jual listrik = Rp 876,00/kWhBenefit PLTA = produksi energi tahunan
x harga jual listrik= 638.078.649,10 x 876= Rp 558.956.896.809,51= US$ 58.285.390,68
BCR Benefit-cost ratio PLTA Kusan 3
pada masing-masing alternatif adalahsebagai berikut :
C B alt- 1
=PPVbiayaOalPVbiaya
PVmanfaat
&mod
=
92,254.312.116$85,037.190.235$
60,039.124.587.2$
US US
US
= 7,36Tabel 8. Perhitungan Rekapitulasi BCR
NPV
Net Present Value berdasarkan nilai biaya dan manfaat diatas adalah sebagai berikut : NPV alt-1 = PV manfaat – (PV biaya
modal + PV biaya O&P)
= US$ 2.587.124.039,60 – (US$
235.190.037,85 + US$
116.312.254,92)
= US$ 2.235.621.746,83
Tabel 9. Perhitungan Rekapitulasi NVP
IRRBerikut adalah hasil perhitungan IRR
pada masing-masing alternatif.Tabel 10. Perhitungan Rekapitulasi IRR
Q Pembangkit
(m3/detik)
1 193.30 3.32% 16.89%
2 171.97 3.32% 16.90%
3 150.64 3.32% 16.72%
4 144.43 3.32% 16.63%
5 129.31 3.32% 16.34%
6 107.98 3.32% 15.93%
7 86.65 3.32% 16.32%
8 65.32 3.32% 14.48%
Sumber : Hasil Perhitungan
Tingkat Suku BungaAlternatif
KESIMPULAN DAN SARANBerdasarkan hasil analisa
perhitungan yang telah dilakukan , makadapat disimpulkan beberapa hal sebagai
berikut:1.
Tinggi jatuh efektif sebesar :
Alternatif 1Hgross = 57,00 mHl = 2,38 mHeff = 54,62 m
Alternatif 2Hgross = 57,00 mHl = 2,36 m
1 2,587,124,039.60$ 82,423,258.12$ 40,762,079.46$ 21.00
2 2,391,334,719.65$ 76,150,066.77$ 37,659,698.77$ 21.01
3 2,149,069,952.36$ 69,612,355.51$ 34,426,500.86$ 20.66
4 2,070,912,644.49$ 67,643,736.52$ 33,452,928.52$ 20.48
5 1,882,627,230.40$ 63,184,747.62$ 31,247,754.11$ 19.94
6 1,620,104,830.42$ 56,446,953.17$ 27,915,605.90$ 19.20
7 1,322,015,661.37$ 49,346,102.83$ 24,403,909.90$ 17.93
8 1,019,684,912.33$ 42,212,052.02$ 20,875,794.74$ 16.16
Sumber : Hasil Perhitungan
PV Manfaat PV Biaya modal PV Biaya O&P B/CAlternatif
1 2,587,124,039.60$ 82,423,258.12$ 40,762,079.46$ 2,463,938,702.02$
2 2,391,334,719.65$ 76,150,066.77$ 37,659,698.77$ 2,277,524,954.10$
3 2,149,069,952.36$ 69,612,355.51$ 34,426,500.86$ 2,045,031,096.00$
4 2,070,912,644.49$ 67,643,736.52$ 33,452,928.52$ 1,969,815,979.45$
5 1,882,627,230.40$ 63,184,747.62$ 31,247,754.11$ 1,788,194,728.68$
6 1,620,104,830.42$ 56,446,953.17$ 27,915,605.90$ 1,535,742,271.35$
7 1,322,015,661.37$ 49,346,102.83$ 24,403,909.90$ 1,248,265,648.65$
8 1,019,684,912.33$ 42,212,052.02$ 20,875,794.74$ 956,597,065.57$
Sumber : Hasil Perhitungan
PV Manfaat PV Biaya modal PV Biaya O&P NPVAlternatif
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
11/12
Heff = 54,64 m
Alternatif 3Hgross = 57,00 mHl = 2,35 mHeff = 54,65 m
Alternatif 4Hgross = 57,00 mHl = 2,35 mHeff = 54,65 m
Alternatif 5Hgross = 57,00 mHl = 2,35 mHeff = 54,65 m
Alternatif 6Hgross = 57,00 mHl = 2,34 mHeff = 54,66 m
Alternatif 7Hgross = 57,00 mHl = 2,34 mHeff = 54,66 m
Alternatif 8Hgross = 57,00 mHl = 2,36 mHeff = 54,64 m
2. Kapasitas daya terpasang dan energilistrik pertahun sebesar :
Alternatif 1
Daya Terpasang = 88 MWDaya riil = 87,62 MWEnergi riil = 638.078,65 kWH
Alternatif 2Daya Terpasang = 78 MWDaya riil = 77,98 MWEnergi riil = 598.789,90 Kwh
Alternatif 3Daya Terpasang = 68 MWDaya riil = 68,00 MWEnergi riil = 530.038,62 kWH
Alternatif 4Daya Terpasang = 65 MWDaya riil = 65,00 MWEnergi riil = 510.762,19 kWH
Alternatif 5Daya Terpasang = 59 MWDaya riil = 58,65 MWEnergi riil = 464.324,18 kWH
Alternatif 6Daya Terpasang = 49 MWDaya riil = 48,98 MWEnergi riil = 399.576,63 kWH
Alternatif 7
Daya Terpasang = 39 MWDaya riil = 39,00 MWEnergi riil = 326.057,02 kWH
Alternatif 8Daya Terpasang = 30 MWDaya riil = 29,62 MWEnergi riil = 251.491,29 kWH
3.
Nilai BCR, NPV, IRR, dan payback periode dari delapan alternatif didapatsebesar :
Alternatif 1BCR = 7,36
NPV = US $2.235.621.746,83IRR = 16,89%Payback periode = 1,93
Alternatif 2BCR = 7,36
NPV = US $2.066.585.083,74IRR = 16,90%Payback periode = 1,92
Alternatif 3BCR = 7,24
NPV = US $1.852.201.045,16
IRR = 16,72%Payback periode = 1,96
Alternatif 4BCR = 7,18
NPV = US $1.782.439.111,42IRR = 16,63%Payback periode = 2,03
Alternatif 5BCR = 6,99
NPV = US $1.613.169.504,98IRR = 16,34%Payback periode = 2,03
Alternatif 6BCR = 6,73
NPV = US $1.379.381.108,59IRR = 15,93%Payback periode = 2,11
Alternatif 7BCR = 6,28
NPV = US $1.111.574.231,61IRR = 16,32%
-
8/20/2019 Perencanaan Kapasitas Daya Terpasang PLTA
12/12
Payback periode = 2,26
Alternatif 8BCR = 5,66
NPV = US $839.667.361,39IRR = 14,48%
Payback periode = 2,50
Berdasarkan hasil analisa perhitungan yang telah dilakukan , makadapat disarankan beberapa hal sebagai
berikut:1.
Alternatif yang paling ekonomis danlayak untuk dikerjakan adalahalternative 3 dan 4. Dan jika dilihatdari sapek teknis, alternatif 3 dinilailayak dikerjakan karena mempunyai
nilai probabilitas debit andalan
sebesar 91,18% dengan kapasitasdaya terpasang sebesar 68 MW.
Namun, hal ini perlu ditinjau ulangdengan melihat aspek lingkunganuntuk pertimbangan selanjutnya.Perlu juga ditinjau terhadap rumus-rumus praktis dalam penentuan biayakonstruksi PLTA (capital cost ).Sebab, rumus tersebut hanya
pendekatan empirik berdasarkan pengalaman lapangan. Tentunya akanlebih akurat jika menggunakanrancangan anggaran biaya proyekatau dirancang berdasarkan HSP(Harga Satuan Pekerjaan) wilayahsetempat.
2.
Mengingat akan peranan PLTAKusan 3 adalah PLTA yang memasoksumber listrik pada 2 provinsi,
Kalimantan Selatan-Tengah makadari itu diperlukan sebuah
pengawasan dan pemeliharaan pembangkit listrik yang dilakukan
secara berkala, agar pengoperasian pembangkit bisa berjalan optimal dan
tanpa kendala serta apabila terjadikerusakan pada pembangkit dapat
segera diadakan perbaikan agar pembangkit listrik yang direncanakandapat digunakan dalam jangka waktuyang lama.
DAFTAR PUSTAKA
Arismunandar, Artono. 2004. Pegangan TeknikTenaga Listrik. Jakarta: Pradya Paramita.
Dandenkar, MM dan Sharma, KN. 1991.
Pembangkit Listrik Tenaga Air. Jakarta:Penerbit Universitas Indonesia.
Gedeon, Gilbert, P.E. 1995. Planning andDesign of Hydro-Electric Power Plants. Washington: Departement Of The Army U.S. Army Corps of Engineers.
Linsley, Ray K dan Franzini, Joseph B. 1985.Teknik Sumber Daya Air Jilid 1. Jakarta:Erlangga.
Masonyi, Emil. 2009. Water PowerDevelopment Volume Two/ A. Indianedition.
Mc. Mahon, T.A. and Mein, R.G. 1978.Reservoir Capacity and Yield.Amsterdam: Elsevier Scientified PublishingCompany.
Patty, O.F. 1995. Tenaga Air. Surabaya:Erlangga.
Suyanto, Adhi, dkk. 2001. Ekomi TeknikProyek Sumberdaya Air. Jakarta: MHI.
Varshney,R.S. 1977. Hydro-Power Structure.India: N.C Jain at the Roorkee Press.
top related