INSTITUT TEKNOLOGI PLN
ANALISIS KELAYAKAN PEMASANGAN PEMBANGKIT LISTRIK
TENAGA SURYA SISTEM ON GRID PADA GEDUNG
PERKANTORAN POLRES TAKALAR
SKRIPSI
DISUSUN OLEH :
MOH. MIFTAHUL ADHIM MUSTAKIM
NIM: 201611303
PROGRAM STUDI SARJANA TEKNIK ELEKTRO
FAKULTAS KETENAGALISTRIKAN DAN ENERGI TERBARUKAN
INSTITUT TEKNOLOGI PLN
JAKARTA, 2020
ii
LEMBAR PENGESAHAN
Skripsi dengan Judul
ANALISIS KELAYAKAN PEMASANGAN PEMBANGKIT LISTRIK
TENAGA SURYA SISTEM ON GRID PADA GEDUNG
PERKANTORAN POLRES TAKALAR
Disusun Oleh:
MOH. MIFTAHUL ADHIM MUSTAKIM
NIM: 201611303
Diajukan untuk memenuhi
persyaratan
PROGRAM STUDI SARJANA TEKNIK ELEKTRO
FAKULTAS KETENAGALISTRIKAN DAN ENERGI TERBARUKAN
INSTITUT TEKNOLOGI – PLN
Jakarta, 24 Juli 2020
Mengetahui, Disetujui,
Kepala Program Studi Dosen Pembimbing Utama
S1 Teknik Elektro
(Tony Koerniawan, S.T., M.T.) (Dr. Ir. Supriadi Legino, M.M., M.B.A.,M.A.) Dosen Pembimbing Kedua
(Nurmiati Pasra, S.T., M.T.)
iii
LEMBAR PENGESAHAN TIM PENGUJI
Nama : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
NIM : 201611303
Program Studi : Strata 1 (S1) Teknik Elektro
Judul Skripsi : Analisis Kelayakan Pemasangan Pembangkit Listrik
Tenaga Surya Sistem On Grid Pada Gedung
Perkantoran Polres Takalar
Telah disidangkan dan dinyatakan Lulus Sidang Skripsi pada Program Sarjana
Strata 1 (S1), Program Studi Teknik Elektro Institut Teknologi – PLN pada tanggal
11 Agustus 2020.
Nama Penguji Jabatan Tanda Tangan
1. Ir. Isworo Pujotomo, M.T Ketua Penguji
2. Rizki Pratama Putera, S.T., M.T Sekretaris
3. Hasna Satya Dini, S.T., M.T Anggota
Mengetahui:
Kepala Program Studi S1 Teknik Elektro
(Tony Koerniawan, S.T., M.T.)
iv
PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI
Nama : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
NIM : 201611303
Program Studi : Strata 1 (S1) Teknik Elektro
Judul Skripsi : Analisis Kelayakan Pemasangan Pembangkit Listrik
Tenaga Surya Sistem On Grid pada Gedung Perkantoran
Polres Takalar
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam Skripsi ini tidak terdapat karya
yang pernah diajukan untuk memperoleh gelar Sarjana baik di lingkungan IT-PLN
maupun di suatu Perguruan Tinggi, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak
terdapat karya atau pendapat yang pernah ditulis atau diterbitkan oleh orang lain,
kecuali yang secara tertulis diacu dalam naskah ini dan disebutkan dalam daftar
pustaka. Pernyataan ini dibuat dengan penuh kesadaran dan rasa tanggung
jawab serta bersedia memikul segala resiko jika pernyataan ini tidak benar.
Jakarta, 24 Juli 2020
(Moh. Miftahul Adhim Mustakim)
v
UCAPAN TERIMA KASIH
Dengan ini saya menyampaikan penghargaan dan ucapan terima kasih yang
sebesar-besarnya kepada yang terhormat :
Dr. Ir. Supriadi Legino, M.M., M.B.A.,M.A. Selaku Pembimbing I
Nurmiati Pasra, S.T., M.T. Selaku Pembimbing II
Yang telah memberikan petunjuk, saran-saran serta bimbingannya sehingga
Skripsi ini dapat diselesaikan.
Terima kasih yang sama saya sampaikan kepada :
1. Erlina, S.T., M.T selaku Dekan Fakultas Ketenagalistrikan dan Energi
Terbarukan Institut Teknologi PLN.
2. Bapak Tony Koerniawan, S.T., M.T selaku Kepala Program Studi S1
Teknik Elektro Fakultas Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Institut
Teknologi PLN.
Yang telah memberikan petunjuk, tenaga dan ilmu selama perkuliahan dan
penyusunan laporan skripsi ini.
Jakarta, 24 Juli 2020
Moh. Miftahul Adhim Mustakim
201611303
vi
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS
Sebagai sivitas akademika Institut Teknologi PLN, saya yang bertanda tangan di
bawah ini:
Nama : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
NIM : 201611303
Program Studi : Strata 1 (S1) Teknik Elektro
Fakultas : Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan
Jenis Karya : Skripsi
Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan kepada
Institut Teknologi – PLN Hak Bebas Royalti Non eksklusif (Non- exclusive
Royalty Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul:
ANALISIS KELAYAKAN PEMASANGAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA
SURYA SISTEM ON GRID PADA GEDUNG PERKANTORAN POLRES
TAKALAR
Beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti Non
eksklusif ini Institut Teknologi – PLN berhak menyimpan, mengalih media/
formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data (database), merawat, dan
mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya
sebagai penulis/ pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.
Dibuat di : Jakarta
Pada Tanggal : 24 Juli 2020
Yang Menyatakan
( Moh. Miftahul Adhim Mustakim )
vii
ANALISIS KELAYAKAN PEMASANGAN PEMBANGKIT LISTRIK
TENAGA SURYA SISTEM ON GRID PADA GEDUNG
PERKANTORAN POLRES TAKALAR
Moh. Miftahul Adhim Mustakim, 201611303
Dibawah Bimbingan Dr. Ir. Supriadi Legino, M.M., M.B.A.,M.A. dan
Nurmiati Pasra, S.T., M.T.
ABSTRAK
Energi listrik merupakan salah satu kebutuhan yang sangat penting pada saat ini. Terjadi peningkatan kebutuhan suplai energi listrik tiap tahunnya tetapi cadangan bahan bakar fosil juga semakin menipis. Dengan adanya Surat Edaran Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor : 363/22/MEM.L/2019 tanggal 11 September 2019 tentang imbauan pemasangan Instalasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya Atap (PLTS Atap/Rooftop) untuk perkantoran pada instansi pemerintahan, jika diterapkan akan berdampak pada pengurangan penggunaan listrik konvensional. Maka dari itu, Salah satu energi alternatif yang ramah lingkungan serta paling mudah dimanfaatkan dan didapatkan adalah Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS). Pada penelitian ini membahas tentang perancangan sistem PLTS pada Gedung Perkantoran Polres Takalar dengan menggunakan metode analisis secara teknis dan ekonomi. Sistem PLTS ini dirancang untuk menyuplai 35% dari penggunaan rata-rata energi harian gedung tersebut sebesar 504,853 kWh. Dalam perancangan membutuhkan 92 panel surya merk Longi LR4 – 72HPH-450M 450Wp, Inverter SUN2000-20KTL-M0 sebanyak 2 buah dengan kapasitas 20 kW dan satu buah AC Combiner Box yang berisi peralatan proteksi dan pendukung sistem PLTS ini. Biaya investasi awal untuk sistem PLTS ini adalah Rp. 288.768.219,00. Analisa kelayakan investasi menunjukkan nilai NPV sebesar Rp. 2.531.924,92, nilai IRR yaitu 9,9% dan nilai BCR yaitu 1,009. Nilai NPV, IRR dan BCR menunjukkan nilai positif maka investasi untuk proyek sistem PLTS ini layak. Waktu pengembalian investasi (Pay Back Period) terjadi pada tahun ke 9 dalam masa umur proyek.
Kata kunci : PLTS, atap, energi, on grid
viii
ANALYSIS OF THE FEASIBILITY FOR INSTALLATION SOLAR POWER GENERATING SYSTEM (PLTS) ON GRID IN THE
TAKALAR DISTRICT POLICE OFFICE BUILDING
Moh. Miftahul Adhim Mustakim, 201611303
Under the guidance of Dr. Ir. Supriadi Legino, M.M., M.B.A.,M.A and
Nurmiati Pasra, S.T., M.T
ABSTRACT
Electrical energy is one of the most important needs at this time. There is increase in the need for electrical energy supply each year but fossil fuel reserves are also running low. Supported by circular letter of Minister of Energy and Mineral Resources Indonesia number : 363/22 / MEM.L / 2019 dated September 11, 2019 concerning an appeal for the installation of a Rooftop Solar Power Generating System (PLTS rooftop) for offices in government agencies, if applied will have an impact on reducing the use of conventional electricity. One of alternative energy that is environmentally friendly and the easiest to use and obtain is the Solar Power Generating System (PLTS). In this study discusses about design of PLTS systems in the Takalar District Police Office Building using technical and economic analysis methods. The PLTS designed system to supply 35% of the building's average daily energy use of 504,853 kWh. In the design requires 92 solar panels Longi LR4-72HPH-450M 450Wp, 2 units of SUN2000-20KTL-M0 Inverters with a capacity of 20 kW and 1 unit AC Combiner Box that contains protection equipment to support this PLTS system. The initial investment cost for this PLTS system is Rp. 288,768,219.00. Investment feasibility analysis shows the NPV value of Rp. 2,531,924.92, the IRR value was 9.9% and the BCR value was 1,009. NPV, IRR and BCR values indicate a positive value, the investment for this PLTS system project is feasible. The Pay Back Period occurs in the 9th year in the life of the project.
Keywords : PLTS, roof, energy, on grid
ix
DAFTAR ISI Hal
LEMBAR PENGESAHAN ................................................................................. ii
LEMBAR PENGESAHAN TIM PENGUJI ......................................................... iii
PERNYATAAN KEASLIAN SKRIPSI............................................................... iv
UCAPAN TERIMA KASIH ................................................................................. v
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ............................... vi
ABSTRAK ....................................................................................................... vii
ABSTRACT ..................................................................................................... viii
DAFTAR ISI ..................................................................................................... ix
DAFTAR TABEL ............................................................................................. xii
DAFTAR GAMBAR ......................................................................................... xiii
DAFTAR LAMPIRAN ...................................................................................... xv
BAB I PENDAHULUAN .................................................................................... 1
1.1 Latar Belakang ..................................................................................... 1
1.2 Permasalahan Penelitian ...................................................................... 2
1.1.1 Identifikasi Masalah ........................................................................ 2
1.1.2 Ruang Lingkup Masalah ................................................................. 2
1.1.3 Rumusan Masalah ......................................................................... 3
1.3 Tujuan dan Manfaat Penelitian ............................................................. 3
1.4 Sistematika Penulisan........................................................................... 4
BAB II LANDASAN TEORI ............................................................................... 5
2.1 Tinjauan Pustaka .................................................................................. 5
2.2 Landasan Teori ..................................................................................... 6
2.2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Surya ................................................... 6
2.2.2 Cara Kerja Sel Surya ...................................................................... 7
2.2.3 Konfigurasi Sistem PLTS................................................................ 8
2.2.4 Komponen Utama Pembangkit Listrik Tenaga Surya ................... 12
2.2.5 Komponen Pendukung Sistem PLTS ........................................... 19
2.2.6 Rangkaian Modul Surya ............................................................... 25
2.2.7 DC/AC Ratio dan Clipping Losses ................................................ 26
2.2.8 Kelebihan dan Kelemahan Penggunaan Sistem PLTS ................. 28
2.2.8 kWh Export Import (Net Metering) ................................................ 29
x
BAB III METODE PENELITIAN ....................................................................... 31
3.1 Analisa Kebutuhan .............................................................................. 31
3.1.1 Waktu dan Tempat Penelitian ...................................................... 31
3.1.2 Data Penelitian ............................................................................. 32
3.2 Perancangan Penelitian ...................................................................... 33
3.2.1 Diagram Alir Penelitian ................................................................. 35
3.4 Pemilihan Lokasi Pemasangan ........................................................... 36
3.5 Perhitungan Perancangan Sistem PLTS ............................................. 36
3.5.1 Menghitung Kapasitas Sistem PLTS ............................................ 36
3.5.2 Menghitung Seri Paralel Modul Surya .......................................... 39
3.5.3 Menentukan Kapasitas Inverter .................................................... 40
3.5.4 Energi Output Modul Surya .......................................................... 40
3.5.5 Performance Ratio (PR) ............................................................... 41
3.6 Analisa Perhitungan Aspek Biaya ....................................................... 42
3.6.1 Biaya Siklus Hidup (Life Cycle Cost) ............................................ 42
3.6.2 Biaya Energi (Cost of Energy) ...................................................... 43
3.6.3 Net Present Value (NPV).............................................................. 43
3.6.4 Internal Rate of Return (IRR) ........................................................ 44
3.6.5 Benefit Cost Ratio (BCR).............................................................. 44
3.6.6 Pay Back Period (PBP) ................................................................ 45
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN .............................................................. 46
4.1 Radiasi Matahari dan Temperatur ....................................................... 46
4.2 Data Tagihan Listrik Gedung Polres Takalar ....................................... 47
4.2 Perancangan Sistem PLTS ................................................................. 48
4.2.1 Pemilihan dan Penentuan Komponen Utama Sistem PLTS ......... 48
4.2.2 Menentukan Kapasitas PLTS ....................................................... 51
4.2.3 Perhitungan Seri Paralel Modul Surya .......................................... 54
4.2.4 Menentukan Kapasitas Inverter .................................................... 55
4.2.5 Menentukan Komponen Pendukung Sistem PLTS ....................... 56
4.2.6 Menghitung Energi Output Modul Surya ....................................... 59
4.2.7 Performance Ratio (PR) ............................................................... 61
4.3 Menghitung Estimasi Biaya Awal Sistem PLTS .................................. 62
4.3.1 Menghitung Biaya Operasional dan Pemeliharaan ....................... 63
xi
4.3.2 Biaya Siklus Hidup (Life Cycle Cost) ............................................ 64
4.3.3 Biaya Energi PLTS (Cost of Energy) ............................................ 64
4.4 Analisa Kelayakan Investasi Sistem PLTS .......................................... 65
4.4.1 Net Present Value (NPV).............................................................. 65
4.4.1 Internal Rate of Return (IRR) ........................................................ 68
4.4.2 Benefit Cost Ratio (BCR).............................................................. 71
4.4.3 Pay Back Period (PBP) ................................................................ 71
4.5 Perhitungan pada kWh Exim (Net Metering) ....................................... 74
BAB V PENUTUP ........................................................................................... 75
5.1 Simpulan............................................................................................. 75
5.2 Saran .................................................................................................. 75
DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 77
DAFTAR RIWAYAT HIDUP ............................................................................ 79
LAMPIRAN - LAMPIRAN ................................................................................ 80
xii
DAFTAR TABEL Hal
Tabel 2.1 Kemampuan Hantar Arus Kabel Penghantar ................................... 23
Tabel 2.2 Contoh Kasus Rasio DC/AC ............................................................ 27
Tabel 4.1 Rata-rata radiasi matahari dan temperatur……………………………46
Tabel 4.2 Data Tagihan Listrik Satu Tahun Terakhir ........................................ 47
Tabel 4.3 Spesifikasi Longi LR4 – 72HPH-450M ............................................. 49
Tabel 4.4 Spesifikasi Inverter SUN2000-20KTL-M0 ......................................... 50
Tabel 4.5 Spesifikasi Kabel Supreme NYY 4 Core .......................................... 58
Tabel 4.6 Estimasi Biaya Komponen ............................................................... 62
Tabel 4.7 Pengolahan Net Present Value (NPV) ............................................. 67
Tabel 4.8 Pengolahan Internal Rate of Return ................................................. 69
Tabel 4.9 Pengolahan Pay Back Period ........................................................... 73
xiii
DAFTAR GAMBAR Hal
Gambar 2.1 Prinsip Kerja Sel Surya .................................................................. 7
Gambar 2.2 Konfigurasi Sistem DC-coupling ..................................................... 9
Gambar 2.3 Konfigurasi Sistem AC-coupling ................................................... 10
Gambar 2.4 Skema Dasar Sistem PLTS On Grid ............................................ 11
Gambar 2.5 Skema Dasar Sistem PLTS Hybrid .............................................. 12
Gambar 2.6 Sel Surya ..................................................................................... 13
Gambar 2.7 Sel Surya Jenis Monocrystalline................................................... 13
Gambar 2.8 Modul Surya Jenis Polycrystalline ................................................ 14
Gambar 2.9 Modul Surya Thin Film ................................................................. 15
Gambar 2.10 Smart Inverter ............................................................................ 16
Gambar 2.11 Central Inverter System.............................................................. 17
Gambar 2.12 String Inverter System ................................................................ 18
Gambar 2.13 Central Inverter with Optimizers ................................................. 19
Gambar 2.14 MCB DC, SPD DC ..................................................................... 20
Gambar 2.15 MCB AC, SPD DC ...................................................................... 20
Gambar 2.16 AC Combiner Box Wallmounted ................................................. 21
Gambar 2.17 Jenis Kabel NYY ........................................................................ 21
Gambar 2.18 Smart Power Sensor .................................................................. 23
Gambar 2.19 Mounting system pada Atap, Mounting system pada Ground ..... 24
Gambar 2.20 Modul surya disusun secara seri ................................................ 25
Gambar 2.21 Modul surya disusun secara paralel ........................................... 26
Gambar 2.22 Simulasi Clipping Losses ........................................................... 27
Gambar 2.23 kWh Export-Import ..................................................................... 29
Gambar 3.1 Lokasi Rencana Penelitian…………………………………………...32
Gambar 3.2 Tampak Depan Gedung Pekantoran ............................................ 32
Gambar 3.3 Diagram Alir Penelitian ................................................................. 35
Gambar 3.4 Denah Rancangan Pemasangan Modul Surya ............................. 36
Gambar 3.5 Pemilihan Modul Surya (HelioScope) ........................................... 37
Gambar 3.6 Penyesuaian tinggi, mounting, sudut azimuth dan kemiringan
(HelioScope) .................................................................................................... 37
xiv
Gambar 3.7 Manual Module Controls (HelioScope) ......................................... 38
Gambar 3.8 Menu Setback dan Alignment (HelioScope) ................................. 39
Gambar 4.1 Longi LR4 – 72HPH-450M……………………………………………49
Gambar 4.2 Inverter SUN2000-20KTL-M0 ....................................................... 50
Gambar 4.3 Parameter Simulasi Atap HelioScope .......................................... 52
Gambar 4.4 Tampak Atas Gedung Pada HelioScope ...................................... 52
Gambar 4.5 Hasil Simulasi Layout Atap ........................................................... 53
Gambar 4.6 Skema Pengaturan Seri Paralel ................................................... 55
Gambar 4.7 Blok Diagram PLTS on grid Polres Takalar .................................. 56
Gambar 4.8 Hook Mounting System ................................................................ 56
Gambar 4.9 MCB AC, MCCB AC, SPD AC...................................................... 57
Gambar 4.10 Gambar Teknik AC Combiner Box ............................................. 58
Gambar 4.11 Smart Power Sensor Huawei ..................................................... 59
xv
DAFTAR LAMPIRAN Hal
Lampiran 1. Lembar Bimbingan Skripsi……………………………………....A1-A2
Lampiran 2. Single Line Diagram Sistem PLTS………………………………….B1
Lampiran 3. Datasheet Komponen Utama PLTS……………………………C1-C5
Lampiran 4. Data Tagihan Listrik Polres Takalar…………………………..D1-D13
Lampiran 5. Harga Komponen Sistem PLTS………………………………...E1-E6
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Energi listrik merupakan salah satu kebutuhan yang penting pada saat ini.
Terjadi peningkatan kebutuhan listrik di Indonesia setiap tahunnya dan
meningkat secara signifikan. Peningkatan kebutuhan energi dapat menjadi
indikator atau acuan dalam peningkatan kemakmuran masyarakat, terlepas dari
itu juga menimbulkan masalah dalam penyediaannya. Kebutuhan energi saat ini,
sebagian besar terpenuhi oleh energi yang bersumber dari bahan bakar fosil.
Dengan seiring berjalannya waktu, sumber energi tersebut akan semakin
berkurang. Kondisi seperti ini jika terus menerus kemungkinan besar akan
menimbulkan krisis energi.
Indonesia secara geografis adalah negara tropis, negara yang hanya
mengalami dua musim yaitu musim panas dan musim hujan. Matahari akan
bersinar sepanjang tahun pada musim panas dan ketika musim hujan masih
terdapat sinar matahari tetapi intensitasnya berkurang. Energi matahari
merupakan energi yang tidak terbatas sehingga Indonesia perlu memanfaatkan
penggunaan energi matahari menjadi energi listrik secara maksimal. Salah satu
pembangkit energi alternatif yang ramah lingkungan serta paling mudah
dimanfaatkan dan didapatkan adalah Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS),
dimana PLTS adalah sistem pembangkit listrik yang memanfaatkan energi
matahari untuk menjadi energi listrik melalui photovoltaic module. Potensi energi
matahari di Indonesia cukup tinggi yaitu sebesar 4,5 – 4,8 kWh/m² per hari. Maka
dari itu PLTS sangat berpeluang untuk digunakan di Indonesia.
Berdasarkan Surat Edaran Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral
Nomor : 363/22/MEM.L/2019 tanggal 11 September 2019 tentang imbauan
pemasangan Instalasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya Atap (PLTS
Atap/Rooftop) untuk perkantoran, rumah dinas, gudang, tempat parkir dan
fasilitas umum lainnya pada Instansi Pemerintahan. Selain untuk tujuan
mewujudkan ketahanan energi melalui pengurangan penggunaan bahan bakar
fosil, pemasangan Instalasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya Atap (PLTS
2
Atap/Rooftop) akan menghemat penggunaan tenaga listrik yang berimbas pada
pengurangan beban Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara. Dengan
pemasangan PLTS pada gedung perkantoran Polres Takalar dapat mendukung
rencana pemerintah yang memiliki target pengembangan kapasitas PLTS hingga
6,5 GW pada tahun 2025. Selain itu, gedung perkantoran khususnya Kantor
Polres Takalar juga merupakan suatu bagian dari institusi Kepolisian Republik
Indonesia yang dimana merupakan kantor pelayanan masyarakat dan dapat
menjadi contoh atau teladan bagi masyarakat untuk menggunakan energi
alternatif yang ramah lingkungan. Oleh karena itu, penulis akan membuat
penelitian tentang analisis kelayakan pemasangan PLTS On-Grid pada gedung
perkantoran khususnya pada Kantor Polres Takalar, Sulawesi Selatan.
1.2 Permasalahan Penelitian
1.1.1 Identifikasi Masalah
Adapun identifikasi permasalahan pada penelitian ini adalah umumnya
gedung perkantoran masih menggunakan listrik konvensional yang disuplai oleh
PT. PLN (Persero) khususnya gedung perkantoran yang ada di Kabupaten
Takalar, belum ada yang menggunakan PLTS pada gedung perkantoran
tersebut. Dengan pemasangan PLTS dapat mengurangi penggunaan listrik
konvensional serta memanfaatkan energi baru terbarukan yang ramah
lingkungan. Penggunaan PLTS akan menjadi kajian bagi penulis untuk
melakukan analisis kelayakan dan perancangan sistem PLTS pada Gedung
Perkantoran Polres Takalar, Sulawesi Selatan.
1.1.2 Ruang Lingkup Masalah
Agar permasalahan yang akan dibahas menjadi jelas dan lebih terarah,
maka ditetapkan ruang lingkup masalah sebagai berikut :
1. Menentukan berapa potensi energi yang dihasilkan dari PLTS untuk
Gedung Perkantoran Polres Takalar.
2. Merancang pembangkit listrik tenaga surya yang berpotensi untuk
dipasang.
3
3. Menentukan berapa besar biaya yang dibutuhkan untuk membangun
PLTS yang diperlukan dalam perancangan.
4. Menganalisa kelayakan ekonomi dari sistem PLTS yang akan dipasang.
1.1.3 Rumusan Masalah
Adapun rumusan masalah yang ingin dijabarkan adalah :
1. Berapa potensi energi yang dihasilkan dari PLTS untuk Gedung
Perkantoran Polres Takalar ?
2. Bagaimana perancangan pembangkit listrik tenaga surya yang
berpotensi untuk dipasang ?
3. Berapa besar biaya yang dibutuhkan untuk membangun PLTS yang
diperlukan dalam perancangan ?
4. Bagaimana analisa kelayakan ekonomi dari sistem PLTS yang
dirancang ?
1.3 Tujuan dan Manfaat Penelitian
Adapun tujuan dari penelitian ini yaitu :
1. Untuk mengetahui besar potensi energi yang dihasilkan dari PLTS
untuk keperluan sistem kelistrikan Gedung Perkantoran Polres
Takalar.
2. Untuk mengetahui perencanaan pembangkit listrik tenaga surya On-
Grid yang dipasang.
3. Untuk mengetahui berapa biaya untuk pemasangan PLTS On-Grid di
Gedung Perkantoran Polres Takalar.
4. Dapat mengetahui apakah sistem PLTS ini layak atau tidak layak
untuk dilaksanakan dan diterapkan dari segi ekonomi.
Adapun manfaat dari penelitian ini yaitu :
1. Dapat mengetahui sistem pembangkit listrik tenaga surya yang
dipasang sebagai salah satu sumber energi listrik pada Gedung
Perkantoran Kepolisian Resor Takalar.
4
2. Dapat menjadi media pembelajaran bagi yang berminat
mengembangkan dan mengkaji pengetahuan khususnya pada
potensi energi matahari sebagai pembangkit listrik alternatif.
3. Mengetahui prospek penghematan energi listrik dengan
memanfaatkan energi listrik dari matahari dengan sistem pembangkit
listrik surya berbasis On-Grid.
4. Memberikan sumbangan pemikiran kepada pihak yang terkait agar
menggunakan pembangkit listrik tenaga surya.
1.4 Sistematika Penulisan
Sistematika penulisan skripsi ini terdiri dari lima bab. Dimana Bab I
Pendahuluan yang berisi tentang latar belakang, permasalahan penelitian,ruang
lingkup, tujuan dan manfaat serta sistematika penulisan; Bab II Tinjauan Pustaka
yang berisi tentang penjelasan beberapa teori mengenai PLTS, komponen-
komponen mengenai PLTS, sistem PLTS, serta teori pendukung lainnya; Bab III
Metode Penelitian, pada bab ini menguraikan metode penelitian yang digunakan
dan data-data yang di pakai dalam pembuatan skripsi ini; Bab IV Hasil dan
Pembahasan, pada bab ini berisi hasil penelitian dan analisa perhitungan yang
dilakukan berdasarkan studi yang dilakukan beserta pembahasannya; Bab V
Penutup. Pada bab ini berisi kesimpulan dari hasil peneitian yang telah dilakukan.
5
BAB II
LANDASAN TEORI
2.1 Tinjauan Pustaka
Dalam jurnal penelitian yang membahas tentang konsep fotovoltaik
terintegrasi on grid dengan gedung STT-PLN oleh Rinna Hariyati, Muchamad Nur
Qosim, Aas Wasri Hasanah dari Sekolah Tinggi Teknik – PLN, Fakultas Teknik
Industri, Jurusan Teknik Elektro pada tahun 2019 menjelaskan bahwa energi
surya adalah energi yang sangat berpotensi dikembangkan di Indonesia, dimana
garis khatulistiwa melintang di negara Indonesia ini. Energi surya yang dapat
dibangkitkan yang memiliki penyinaran sebesar 4,8 kWh/m2/hari dengan luas
Indonesia kurang lebih 2 juta km² adalah sebesar 5,10 mW atau setara dengan
112.000 gWp. Dari segi analisa teknis, konsep fotovoltaik yang dirancang
tersebut dikatakan layak untuk dioperasikan dan direalisasikan dengan efisiensi
solar panel sebesar 17,4%, kemudian akan disinkronisasi dengan kWh EXIM dan
menghasilkan nilai performance ratio 81%.
Kemudian pada jurnal penelitian yang berjudul Perencanaan Pembangkit
Listrik Tenaga Surya Di Atap Gedung Harry Hartanto Universitas Trisakti oleh
S.G. Ramadhan dan Ch. Rangkuti dari Universitas Trisakti, Fakultas Teknologi
Industri, Jurusan Teknik Mesin menyatakan bahwa pembangkit listrik tenaga
surya pada atap gedung memiliki keuntungan tersendiri jika dibandingkan
dengan PLTS berskala besar, keunggulannya adalah mudah dan murah untuk
dikombinasikan dengan sistem kelistrikan yang sudah ada, kemudian dapat
memanfaatkan luas lahan yang ada serta dapat mengurangi beban pada jaringan
sistem yang sudah ada. Perancangannya dilakukan dengan cara identifikasi
pada layout atap gedung Hery Hartanto, kemudian dilakukan analisa
perhitungan. Hasil perancangannya mendapatkan daya yang dihasilkan PLTS
sebesar 131.232,1 kWh per tahun. Dengan investasi awal sebesar Rp.
2.869.777.544. Untuk hasil perhitungan ROI mendapatkan Pay Back Period akan
terjadi selama 8 tahun 5 bulan umur proyek dan nilai NPV bernilai positif.
Perancangan PLTS ini dapat menghasilkan keuntungan yang baik di masa akan
datang.
6
2.2 Landasan Teori
Energi surya adalah berupa radiasi elektromagnetik yang dipancarkan ke
bumi berupa cahaya matahari yang terdiri dari atas foton atau partikel energi
surya yang dikonversikan atau diubah menjadi energi listrik. Energi surya yang
sampai pada permukaan bumi disebut sebagai radiasi surya global yang diukur
dengan kepadatan daya pada permukaan daerah yang menerima sinar matahari.
Rata-rata nilai dari radiasi matahari atmosfir bumi adalah 1.353 W/m yang
dinyatakan sebagai konstanta surya. Intensitas radiasi surya dipengaruhi oleh
waktu siklus perputaran bumi, kondisi cuaca meliputi kualitas dan kuantitas
awan, pergantian musim dan posisi garis lintang. Intensitas radiasi sinar matahari
di Indonesia berlangsung rata-rata 4-5 jam per harinya. (Rahayuningtyas, Intan
Kuala, & Fajar Apriyanto, 2014)
Peak Sun Hour atau biasa disebut dengan PSH adalah posisi matahari
yang bersinar dengan radiasi yang konstan 1.000 W/m² selama 1 jam, nilai PSH
bisa dikatakan nilainya tidak real, tapi sangat berguna untuk menghitung energi
yang diproduksi suatu sistem PLTS. Nilai PSH sangat subjektif tergantung dari
karakteristik masing-masing lingkungan dalam lama waktu penyinaran matahari
dan indeks kecerahan suatu tempat. PSH tidak sama dengan "waktu matahari"
yang merupakan total jam dari matahari terbit hingga terbenam. PSH
didefinisikan dalam satu jam di hari tersebut ketika intensitas sinar matahari
mencapai rata-rata 1000 W/m². Sebagai contoh, sebuah lokasi mendapat 5 jam
PSH (kWh/m²), berarti area tersebut mendapatkan energi selama 5 jam ketika
intensitas rata-rata sinar matahari adalah 1000 W/m². Besar nilai PSH dapat
dihitung menggunakan persamaan berikut :
𝑃𝑆𝐻(ℎ) =𝑅𝑎𝑡𝑎−𝑟𝑎𝑡𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑠𝑖 𝑝𝑒𝑟 ℎ𝑎𝑟𝑖 (𝑘𝑊ℎ/𝑚²)
𝐼𝑛𝑠𝑢𝑙𝑎𝑠𝑖 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟 (1000 𝑊/𝑚²)…………………………………….(2.1)
2.2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Surya
Pembangkit Listrik Tenaga Surya adalah suatu sistem yang mengubah
energi elektromagnetik dari sinar matahari menjadi energi listrik. Sistem PLTS
umumnya terdiri dari modul fotovoltaik, solar charge controller atau inverter
jaringan, baterai, inverter baterai dan beberapa komponen pendukung lainnya.
Terdapat beberapa jenis sistem PLTS, baik untuk sistem yang tersambung ke
7
jaringan listrik PLN (on grid) maupun sistem PLTS yang berdiri sendiri atau tidak
terhubung ke jaringan listrik PLN (off grid). Meskipun sistem PLTS tersebar (SHS,
solar home system) lebih umum digunakan karena relatif murah dan desainnya
yang sederhana, saat ini PLTS terpusat dan PLTS hibrida (PLTS yang
dikombinasikan dengan sumber energi lain seperti angin atau diesel) juga
banyak diterapkan, yang bertujuan untuk mendapatkan daya dan penggunaan
energi yang lebih tinggi serta mencapai keberlanjutan sistem yang lebih baik
melalui kepemilikan secara kolektif (komunal). Seiring berjalannya waktu,
penerapan sistem PLTS di Indonesia telah berkembang dari sistem tersebar ke
sistem komunal atau terpusat. Terlepas dari kenyataan bahwa Indonesia telah
menjajaki teknologi PLTS sejak tahun 1970-an, keahlian tentang sistem PLTS
masih dalam tahap awal. Hal ini disebabkan kurangnya ketersediaan tenaga ahli,
teknisi terampil dan perusahaan rekayasa yang kompeten untuk merancang,
membangun dan memelihara sistem. (ing. Bagus Ramadhani, 2018)
2.2.2 Cara Kerja Sel Surya
Sel surya adalah alat yang digunakan untuk mengubah energi matahari
menjadi energi listrik. Dengan menggunakan p-n junction yang memiliki prinsip
junction yaitu penggabungan dari semikonduktor tipe–p dan semikonduktor tipe–
n. Pada semikonduktor tersebut terdapat elektron yang berperan sebagai
penyusun dasarnya. Dikategorikan untuk semikonduktor yang bertipe-n adalah
elektron positif sedangkan untuk semikonduktor tipe-p sebagai elektron yang
bermuatan negatif. Atom boron sebagai penghasil material silikon tipe-p
sedangkan atom fosfor untuk menghasilkan material silikon yang bertipe-n.
Berikut ilustrasinya pada gambar 2.1.
Gambar 2.1 Prinsip Kerja Sel Surya
8
Dalam sel-sel surya tersebut, ketika energi matahari mencapai permukaan
sel kemudian akan menghasilkan gaya gerak listrik (GGL) atau tegangan sel
surya yang akan timbul pada lapisan yang terbentuk antara permukaan
semikonduktor dengan dua bahan semikonduktor yang berbeda jenis tersebut.
Cahaya matahari terdiri dari banyak partikel yang sangat kecil yang disebut foton,
dimana foton ini akan mencapai permukaan sel surya dan menyebabkan energi
yang cukup besar untuk memisahkan elektron pada struktur atomnya. Elektron
yang bermuatan negatif akan bebas bergerak. Pada atom semikonduktor tipe-p
dan tipe-n tersebut akan mengalami kehilangan elektron, kekosongan tersebut
dinamakan “hole” yang dikatakan bermuatan positif. Elektron bebas tersebut
bersifat negatif, daerah ini disebut dengan semikonduktor tipe-n sedangkan
“hole” yang bersifat positif dinamakan semikonduktor tipe-p. Pada persimpangan
antara dua daerah tersebut dinamakan “junction”, dimana pada daerah tersebut
akan menimbulkan energi yang mendorong elektron bebas dan hole tersebut ke
arah yang berlawanan. Elektron akan menjauh dari lapisan N tersebut begitupula
pada hole akan menjauh dari lapisan P. Apabila elektron-hole ini diberikan beban
listrik melalui penghantar akan menimbulkan arus listrik. (Prambudi, 2018)
2.2.3 Konfigurasi Sistem PLTS
Pada umumnya terdapat 3 jenis desain konfigurasi sistem PLTS, pertama
adalah PLTS off grid, dimana suatu sistem PLTS yang berdiri sendiri untuk
menyuplai beban tanpa terhubung dan bantuan dari grid/jaringan PLN. Kedua
terdapat sistem PLTS on grid, sistem ini merupakan sistem PLTS yang terhubung
dengan grid untuk membantu menyuplai beban. Kemudian terdapat sistem PLTS
hybrid atau sistem PLTS yang terintegrasi dengan satu atau beberapa
pembangkit listrik dengan sumber energi yang berbeda dan dengan pola operasi
yang berbeda dan secara terpadu.
2.2.3.1 Sistem PLTS Off Grid
Suatu sistem yang dikelola secara terpusat atau secara komunal disebut
sistem PLTS off grid. Sistem tersebut melakukan operasinya tanpa bantuan
jaringan PLN. Sistem PLTS off grid umumnya dapat dikategorikan menjadi dua,
yaitu, sistem AC-coupling dan sistem DC-coupling. Pada sistem DC-coupling
menggunakan solar charge controller untuk menghubungkan bagian DC dari
9
rangkaian modul surya nya. Kemudian untuk sistem AC-coupling menggunakan
inverter jaringan dan inverter baterai untuk menghubungkan rangkaian modul
surya dan baterai menuju bagian AC. Inverter baterai tersebut dapat
mengkonversi lagi menjadi DC ketika terdapat kelebihan daya dari sistem dan
daya tersebut akan tersimpan pada baterai.
Pada sistem DC-coupling memiliki bus DC. Kemudian daya dibangkitakn
oleh modul surya dan mengisi baterai melalui control dari SCC. SCC tersebut
digunakan untuk memberikan tegangan baterai yang sesuai dan terdapat
maximum power point tracking sebagai pengoptimalan penangkapan energi.
Pada siang hari, dengan cahaya matahari yang cukup, SCC mengontrol
pengisian baterai hingga mencapai keadaan state of charge (SoC) maksimal.
Apabila inverter baterai menyalurkan energi dari baterai menuju beban maka
terjadi permintaan beban yang maksimal.
Perbedaan antara sistem AC-coupling dan sistem DC-coupling adalah
pada inverter jaringan. Pada konfigurasi AC-coupling, modul surya dan baterai
dihubungkan di bus AC melalui inverter jaringan dan inverter baterai. Kemudian
pada modul surya juga terhubung ke inverter jaringan dimana tegangan
dikonversi dari DC menjadi AC. Layaknya charge controller, inverter jaringan
dilengkapi dengan teknologi MPPT untuk mengoptimalkan penangkapan energi.
Sistem konversi di sistem AC-coupling bekerja dalam dua cara. Hal ini yang
menyebabkan losses konversi yang lebih besar dibandingkan sistem DC-
coupling. Tetapi pada sistem AC-coupling akan lebih menguntungkan jika
Gambar 2.2 Konfigurasi Sistem DC-coupling
10
kemungkinan beban pada siang hari lebih besar karena dalam hal ini kerugian
konversi hanya akan terjadi di inverter jaringan.
2.2.3.2 Sistem PLTS On Grid
Sistem PLTS On Grid adalah sistem yang mampu terkoneksi langsung
dengan jaringan PLN, dimana sistem PLTS ini dapat dikonfigurasi dengan grid
atau jaringan PLN pada lokasi yang sudah memiliki atau disuplai listrik oleh PLN
dan sistem di lokasi tersebut memiliki waktu operasi pada siang hari. Sistem ini
dihubungkan (tied) karena PLTS terhubung pada sistem eksisting. Salah satu
tujuan penggunaan sistem PLTS on grid adalah untuk mengurangi konsumsi
bahan bakar minyak.
PLTS dengan sistem ini tidak menggunakan baterai agar tidak
berpengaruh terhadap stabilitas dari sistem. Maka dengan itu, kapasitas sistem
PLTS yang dapat dipasang hanya 20% dari rata-rata beban pada siang hari.
Inverter yang biasa digunakan adalah Grid-tie Inverter. Berdasarkan karakteristik
dari sistem PLTS ini, cocok untuk gedung perkantoran, pusat perbelanjaan dan
residensial. Dengan begitu dapat menekan pembayaran tagihan listrik ataupun
dapat dibayar oleh PLN jika mempunyai energi berlebih yang dihasilkan oleh
sistem PLTS. Berikut konfigurasi dasar dari sistem PLTS on grid :
Gambar 2.3 Konfigurasi Sistem AC-coupling
11
2.2.3.3 Sistem PLTS Hybrid
Sistem PLTS Hybrid adalah sistem yang menggabungkan modul surya
dengan satu atau lebih pembangkit listrik pelengkap seperti pembangkit tenaga
listrik diesel, gas ataupun angin. Untuk mengoptimalkan koordinasi antar
pembangkit listrik tersebut maka sistem PLTS hybrid biasanya memerlukan
suatu alat kontrol yang cukup canggih daripada sistem PLTS off grid ataupun
sistem PLTS on grid. Misalnya, dalam kasus sistem PLTS digabungkan atau
dikombinasikan dengan pembangkit listrik tenaga diesel, mesin diesel tersebut
harus dimulai ketika baterai mencapai tingkat debit yang diberikan dan berhenti
ketika baterai mencapai kondisi cukup. Generator set sebagai cadangan yang
dapat digunakan untuk mengisi daya pada baterai saja atau untuk memasok
beban juga. Sistem PLTS hybrid dapat juga menjadi solusi untuk mengurangi
penggunaan bahan bakar terutama di pedesaan yang masih bergantung pada
PLTD atau generator set sebagai sumber energi listriknya. (ing. Bagus
Ramadhani, 2018)
Gambar 2.4 Skema Dasar Sistem PLTS On Grid
12
2.2.4 Komponen Utama Pembangkit Listrik Tenaga Surya
Suatu sistem PLTS umumnya memiliki komponen utama yaitu, modul
surya, inverter, baterai. Penentuan komponen tergantung dari sistem PLTS yang
ingin digunakan. Jika pada sistem PLTS off grid kebanyakan menggunakan
modul surya, inverter, solar charge controller dan baterai. Kemudian pada sistem
PLTS on grid biasanya hanya menggunakan komponen modul surya, inverter
serta komponen pendukung lainnya seperti, panel distribusi DC, panel distribusi
AC dan lain-lain. Untuk sistem PLTS hybrid, komponen utamanya hampir sama
dengan sistem PLTS off grid yang membedakan hanya pada pengkombinasian
antara pembangkit listrik lainnya.
2.2.4.1 Modul Surya
Bagian terkecil dari modul surya adalah sel surya yang terbentuk pada
sebuah foto dioda yang besar dan dapat menghasilkan daya listrik. Fotovoltaik
terdiri dari dua jenis bahan semikonduktor yang berbeda yang disambungkan
melalui suatu junction, kemudian jika terkena sinar matahari pada permukaannya
akan diubah menjadi energi listrik. Untuk mendapatkan daya yang efisien dan
banyak, maka sel surya tersebut disusun menjadi panel yang dinamakan modul
surya. Berikut gambar 2.6 merupakan susunan sel surya yang ketika terkena
cahaya matahari dapat menghasilkan energi listrik.
Gambar 2.5 Skema Dasar Sistem PLTS Hybrid
13
Berikut jenis-jenis sel surya yang digolongkan berdasarkan teknologinya, sel
surya dibagi menjadi tiga jenis, yaitu :
1) Monocrystalline
Sel surya kristal mono atau tunggal, seperti namanya, dibuat dari
kristal silikon tunggal oleh suatu proses disebut proses Czochralski atau
pemurnian suatu bahan dilakukan dengan cara pengkristalan. Selama
proses pembuatan, kristal silikon tersebut diiris dari ukuran besar menjadi
kepingan-kepingan kristal silikon yang tipis. Produksi kristal tunggal ini
membutuhkan pemrosesan yang tepat sebagai proses "rekristalisasi",
sehingga membuat sel surya jenis ini lebih mahal dan mengalami banyak
proses. Kelemahan dari sel surya jenis ini adalah ketika disusun menjadi
panel surya, terlihat membentuk bulat atau segi delapan tergantung
bentuk batangan kristal silikonnya, akan menyisakan beberapa ruang
kosong. Efisiensi sel surya monocrystalline berada diantara 17% - 18%.
Gambar 2.6 Sel Surya
Gambar 2.7 Sel Surya Jenis Monocrystalline
14
2) Polycrystalline
Sel surya polycrystalline silicon dikenal juga dengan polysilicon dan
multi-kristal silikon. Modul surya polycrystalline umumnya terdiri dari
sejumlah kristal yang berbeda yang digabungkan antara satu sama lain di
dalam satu sel. Pengolahan sel surya polycrystalline lebih ekonomis, yang
diproduksi dari proses metalurgi grade silicon dengan pemurnian kimia.
Kemudian silikon baku dicairkan kemudian dituang ke dalam cetakan
persegi, didinginkan dan dipotong menjadi wafer persegi. Sel surya jenis
ini pada saat ini adalah sel surya yang paling populer. Sel surya
polycrystalline mendominasi dalam pasar sel surya hingga 48% dari
produksi sel surya di seluruh dunia selama 2008. Selama pemadatan
silikon cair tersebut, berbagai struktur kristal terbentuk. Meskipun mereka
sedikit lebih murah dibandingkan dengan panel surya silikon
monokristalin, tetapi dalam segi efisiensi hanya sekitar 12% - 14%. Ciri-
ciri fisik dari modul surya jenis polycrystalline adalah warnanya kebiruan
dengan bentuk kotak atau persegi dengan pola guratan kebiruan.
Kemudian ketika sel surya disusun menjadi modul, akan terlihat lebih
rapat dan sedikit ruang kosong.
Gambar 2.8 Modul Surya Jenis Polycrystalline
15
3) Thin Film Solar Cell
Sebagian besar sel surya thin film dan Amorphous Silicon atau a-
Si adalah sel surya generasi kedua, dan lebih ekonomis dibandingkan
dengan sel surya wafer silikon generasi pertama. Sel wafer silikon memiliki
lapisan penyerap cahaya hingga 350 μm, sedangkan sel surya thin film
memiliki lapisan penyerap cahaya yang sangat tipis, umumnya berukuran
1 μm. Inovasi terbaru dari Thin Film adalah Thin Film Triple Junction PV
yang memiliki efisiensi pada saat udara berawan menghasilkan energi
listrik sampai 45% lebih tinggi dari panel jenis lain dengan daya yang
sama. Berdasarkan materialnya, sel surya Thin Film diklasifikasikan
menjadi 3, yaitu Amorphous Silicon (a-Si), Cadmium Telluride (CdTe) dan
Copper Indium Gallium Selendie (CIGS). (Sharma, Jain, & Sharma, 2015)
2.2.4.2 Inverter
Inverter adalah suatu perangkat elektrik yang terhubung ke sistem PLTS
untuk mengubah listrik DC yang berasal dari modul surya menjadi listrik AC yang
dapat dimasukkan ke dalam jaringan listrik. Banyak inverter memiliki konverter
DC-DC yang disertakan untuk mengubah tegangan variabel array PV ke
tegangan konstan yang merupakan input untuk inverter yang sebenarnya.
Inverter yang digunakan adalah inverter khusus untuk sistem PLTS dan biasa
disebut dengan smart inverter. Untuk sistem PLTS yang berdiri sendiri atau stand
alone memiliki inverter yang terhubung ke baterai atau biasa disebut dengan
Gambar 2.9 Modul Surya Thin Film
16
Gambar 2.10 Smart Inverter
inverter baterai. Desain inverter semacam itu sangat berbeda dari desain untuk
sistem yang terhubung ke jaringan.
Dalam sistem yang terhubung ke jaringan atau sistem on grid, inverter
terhubung langsung ke array PV. Kemudian mengubah listrik DC yang berasal
dari array PV menjadi listrik AC. Lebih lanjut, inverter seperti itu biasanya
mengandung sistem MPPT atau maximum power point tracking. Karena inverter
yang terhubung ke jaringan listrik PLN harus disinkronkan dengan jaringan PLN,
yang berarti bahwa fasa sinyal AC yang berasal dari inverter harus sama dengan
fasa jaringan listrik PLN.
Berdasarkan dari desain terdapat tiga jenis sistem desain inverter yang
dapat digunakan dalam pemasangan inverter, yaitu :
a. Central Inverter
Central Inverter System adalah desain inverter sederhana yang
digunakan dalam sistem PV. Di sini, modul PV saling terhubung dalam
satu string untuk meningkatkan tegangan sistem. Beberapa string
dihubungkan secara paralel membentuk array PV yang hanya
terhubung ke satu inverter pusat. Inverter yang menggunakan MPPT
dan konversi daya seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.10,
dimana sebuah sistem dengan inverter tiga fase digambarkan.
Konfigurasi ini sebagian besar digunakan pada pembangkit listrik
tenaga surya berskala besar yang menggunakan inverter pusat
17
Gambar 2.11 Central Inverter System
biasanya dari tegangan DC ke tegangan tiga fasa. Banyaknya jumlah
string yang terhubung seri dibatasi karena agar setiap modul surya
menerima jumlah energi dari matahari yang sama, selain itu juga untuk
mengurangi perbedaan dari sudut azimuth pada masing-masing modul
surya. Keuntungan yang didapatkan ketika menggunakan inverter
central atau terpusat adalah rangkaian yang sederhana, ekonomis dan
dapat mengurangi biaya perawatan. Tetapi ketika inverter central ini
terjadi kerusakan maka seluruh sistem kelistrikannya akan terganggu
atau bahkan akan mati total.
b. String Inverter
String Inverter seperti yang diilustrasikan pada Gambar 2.11,
menggabungkan keunggulan konsep inverter terintegrasi pusat
dengan string PV yang tersusun dengan beberapa modul surya.
Contohnya pada sejumlah modul PV yang terhubung secara seri
membentuk string PV dengan peringkat daya hingga 5-6 kWp dalam
konfigurasi 1 fase dan hingga 20-30 kWp dalam konfigurasi 3 fase.
Proteksi pada sistem ini juga memerlukan pertimbangan khusus,
dengan penekanan pada pemasangan kabel DC yang tepat. Meskipun
partial shading string akan mempengaruhi efisiensi keseluruhan
sistem, setiap string dapat dioperasikan secara independen di MPP-
18
nya, jika masing-masing string memiliki MPPT sendiri. Sistem inverter
seperti ini akan bekerja masing-masing dapat menyebabkan
permasalahan pada instalasi pengkabelannya dan biaya yang harus
dikeluarkan menjadi lebih mahal. Untuk keuntungan dari inverter string
ini adalah ketika salah satu inverter atau string mengalami gangguan
maka inverter/string lainnya masih dapat beroperasi.
c. Central Inverter with Optimizers
Struktur dari sistem central inverter dengan optimizers adalah
gabungan antara central inverter dan micro inverter. Alat pengoptimal
atau optimizers diberikan ke setiap string modul yang berisi MPPT dan
konverter DC-DC yang terlihat pada Gambar 2.12. Optimizer dari
semua modul dihubungkan secara seri satu sama lain menuju inverter
terpusat. Inverter dapat menerima tegangan input dalam rentang
tertentu, jika tegangan berada diluar kisaran tegangan tersebut, arus
diubah sedemikian rupa sehingga tegangan jatuh dalam kisaran yang
dapat diterima inverter pusat. Sebagai akibatnya, tegangan output dari
optimizer ditentukan oleh input daya dari modul PV dan arus yang
diatur oleh inverter. Keuntungan dari sistem desain inverter ini adalah
setiap modul dapat beroperasi pada MPPT-nya. Akan berpengaruh
pada efek shading yang terjadi pada setiap rangkaian modul surya.
Gambar 2.12 String Inverter System
19
Keuntungan lain adalah bahwa semua optimizer dapat beroperasi
pada tegangan yang mendekati dengan tegangan modul PV. Karena
konversi DC-DC sangat efisien. Selanjutnya, optimizer mengkonsumsi
daya yang sangat kecil, sehingga tidak ada masalah dengan losses
yang terjadi. Selain itu, penambahan kapasitas PV modul dapat
dilakukan hanya dengan menambah string selama inverter pusat
masih dalam kapasitasnya.
2.2.5 Komponen Pendukung Sistem PLTS
2.2.5.1 Alat Proteksi dan Keamanan
Alat proteksi dan keamanan dalam sistem PLTS sangat penting untuk
diperhatikan, alat yang umumnya terpasang adalah miniature circuit breaker
(MCB) cakupannya pada tegangan DC dan tegangan AC. Untuk alat proteksi
ketika terjadi surge atau petir maka digunakan yang namanya surge protection
device (SPD). Sama halnya dengan MCB, SPD juga dapat digunakan pada
tegangan AC maupun tegangan DC. Pada array panel surya menggunakan SPD
DC dan MCB DC yang digabungkan dalam PV string combiner sedangkan pada
bagian output inverter disebut sebagai panel distribusi atau AC Combiner Box
yang terdiri dari MCB AC, SPD AC dan kWh meter atau display unit sebagai
penghitung dan penunjuk kapasitas energi yang dihasilkan sistem PLTS.
Gambar 2.13 Central Inverter with Optimizers
20
2.2.5.2 AC Combiner Box
AC combiner box atau panel exsisting merupakan inter-connection box
yang memiliki fungsi sebagai penghubung antara output inverter, jaringan/grid
dan beban (load). Panel ini harus memiliki spesifikasi yang memenuhi standart
sesuai dengan penempatannya. Terdapat 2 jenis panel distribusi yaitu jenis panel
yang indoor atau outdoor dan jenis freestanding atau wallmounted. Panel ini
berisikan alat pengaman dan proteksi sistem PLTS. Terbuat dari bahan stainless
steel atau dengan metal with powder coating.
Gambar 2.14 MCB DC, SPD DC
Gambar 2.15 MCB AC, SPD DC
21
2.2.5.3 Kabel Penghantar
Untuk menghubungkan antara komponen pada sistem PLTS, dibutuhkan
suatu kabel penghantar. Dimana fungsi dari kabel penghantar adalah untuk
menghantarkan arus listrik, umumnya terbuat dari tembaga dan dilapisi dengan
pelindung biasanya PVC. Semakin besar ukuran diamater kabel penghantar,
maka semakin kecil juga nilai resistansinya. Dalam pemilihan kabel penghantar
harus memperhatikan spesifikasi kabel tersebut, untuk mengurangi rugi-rugi
yang akan terjadi. Untuk kabel penghantar pada PV umumnya tidak melebihi
rating tegangan yang digunakan, rating tegangan harus diperhatikan.
Gambar 2.16 AC Combiner Box Wallmounted
Gambar 2.17 Jenis Kabel NYY
22
Dalam pemilihan kabel juga, harus mempertimbangkan luas penampang
dengan mengacu kepada kemampuan hantar arus (KHA). Menurut PUIL 2000
“penghantar sirkit menyuplai motor tunggal tidak boleh mempunyai Kuat Hantar
Arus kurang dari 125% arus nominalnya”. (Laras, 2017)
Arus searah (DC) : 𝐼𝑛 =𝑃
𝑉…………………………………...(2.1)
Arus bolak-balik satu fasa : In=𝑃
𝑉 𝑥 𝐶𝑜𝑠𝜑………………….…(2.2)
Arus bolak-balik tiga fasa : 𝐼𝑛 =𝑃
√3 𝑥 𝑉 𝑥 𝐶𝑜𝑠𝜑…………….…(2.3)
Berikut persamaan jika ingin menghitung nilai KHA suatu kabel penghantar :
𝐾𝐻𝐴 = 125% 𝑋 𝐼𝑛………………………………………..…..(2.4)
Dimana :
𝐼𝑛 = Arus nominal beban penuh (Ampere)
P = Daya aktif (Watt)
V = Tegangan (Volt)
𝐶𝑜𝑠𝜑 = Faktor daya
23
2.2.5.4 Smart Meter
Smart meter adalah sebuah perangkat elektronik yang merekam dan
mencatat suatu informasi yaitu konsumsi energi listrik, tegangan, arus serta
faktor daya. Terdapat smart meter khusus untuk sistem PLTS terdistribusi
menjadi sensor daya baru, digabungkan dengan pengukuran dan komunikasi,
terutama diterapkan ke dalam pengukuran untuk energi listrik termasuk
tegangan, arus, daya, frekuensi, faktor daya. Selain itu, smart power sensor
tersebut memiliki fungsi mengukur secara akurat daya aktif, semu dan reaktif,
kemudian tidak akan terjadi kehilangan data penyimpanan jika terjadi gangguan
pada sistem.
Gambar 2.18 Smart Power Sensor
Tabel 2.1 Kemampuan Hantar Arus Kabel Penghantar
24
2.2.5.5 Mounting System
Untuk sistem pemasangan panel surya atau mounting system sangat
penting karena ini menghubungkan sistem PV modul ke atap. Sistem rak modul
surya harus menahan modul surya ke atap selama 25 tahun atau lebih. Maka
dari itu sistem harus dirancang untuk menahan beban angin serta menahan
panas atau dingin yang ekstrem. Mounting system tersebut harus terpasang ke
titik sentral dalam struktur atap sehingga berat panel surya dapat dipindahkan ke
struktur bangunan dan semuanya dapat dikaitkan pada atap untuk menjaga
keselamatan. Sistem tersebut memberikan dukungan struktural yang diperlukan
untuk menopang panel surya pada kemiringan optimal dan bahkan dapat
mempengaruhi suhu keseluruhan sistem. Bahan yang digunakan biasanya
terbuat dari baja ringan dan alumunium yang tahan akan cuaca ekstrim dan
rendah korosi.
Sebenarnya, jenis mounting system terbagi menjadi dua yaitu, Ground
Mounted Solar System, dimana seperti namanya, sistem tersebut akan
diletakkan di tanah lapang. Keuntungan utama dari sistem yang dipasang di
tanah atau ground adalah terdapat berbagai macam bentuk, kemiringan dan
panjang sistem, tergantung pada lokasi yang tersedia. Kedua yaitu, Roof
Mounted Solar System, secara umum dari sistem yang dipasang di atap lebih
murah daripada sistem yang dipasang di tanah, karena struktur utama yang
diperlukan untuk menopang panel adalah atap itu sendiri. Ini akan menghemat
biaya karena aluminium atau struktur baja yang dibutuhkan untuk mendukung
panel yang dipasang di tanah lebih banyak dibandingkan jika dipasang pada
atap.
Gambar 2.19 Mounting system pada Atap, Mounting
system pada Ground
25
2.2.6 Rangkaian Modul Surya
Jika ingin membuat suatu sistem pembangkit listrik tenaga surya atau
sistem PLTS, dibutuhkan rangkaian modul surya untuk memenuhi spesifikasi
inverter atau controller yang digunakan pada sistem dan juga untuk memenuhi
kebutuhan beban. Rangkaian dapat disusun menjadi seri ataupun secara paralel.
1. Rangkaian panel surya secara seri
Untuk mendapatkan tegangan tertentu, maka panel surya dihubungkan
secara seri dengan cara menghubungkan kutub positif panel surya satu
dengan kutub negatif panel surya yang lain. Contohnya ketika
menghubungkan panel surya secara seri sebanyak 5 buah, dengan
tegangan panel surya sebesar 6 V dan arusnya sebesar 50 A, maka
tegangan yang akan didapatkan sebesar 30 V, kemudian pada nilai arus
pada panel surya yang disusun seri akan tetap menjadi 50 A.
2. Rangkaian panel surya secara paralel
Untuk mendapatkan nilai arus yang diinginkan untuk keluaran arus pada
string PV modul, maka hubungkan beberapa modul surya secara paralel
dengan cara menghubungkan kutub positif dengan kutub positif pada
modul surya yang lain, begitu juga dengan kutub negatif. Contohnya jika
memiliki 5 modul surya, ingin disusun secara paralel dengan masing-
masing modul surya tersebut memiliki nilai arus sebesar 50 A dan nilai
tegangannya sebesar 6 V. Akan terjadi peningkatan arus keluarannya
sebesar 250 A, sedangkan pada nilai total tegangan pada rangkaian
Gambar 2.20 Modul surya disusun secara seri
26
modul surya tersebut tetap dengan nilai sebesar 6 V. (Smets, Jäger,
Isabella, van Swaaij, & Zeman, 2016)
2.2.7 DC/AC Ratio dan Clipping Losses
Jika merancang suatu sistem PLTS dan memilih inverter, penting untuk
mempertimbangkan energi DC yang dihasilkan array dan berapa banyak daya
AC yang dapat dihasilkan inverter. Perbandingan atau rasio berapa kapasitas DC
dengan kapasitas inverter AC dikenal dengan DC/AC ratio. Keuntungan ketika
sistem PLTS nilai DC/AC ratio tinggi maka kemungkinan array PV menghasilkan
lebih banyak daya daripada yang bisa ditangani inverter. Jika array PV
mengeluarkan lebih banyak energi daripada yang dapat ditangani inverter,
inverter akan mengurangi tegangan listrik dan menurunkan keluaran daya dan
akan menyeimbangkan untuk beban AC. Kemudian dari lifetime modul surya itu
sendiri, tiap tahun terjadi penurunan efisiensi sehingga ketika DC/AC ratio tinggi,
inverter masih bisa memegang perannya. Kemudian keuntungan selanjutnya
adalah untuk mengatasi keadaan saat modul surya pada saat temperature losses
dan kondisi average losses of irradiation.
Sebagai contoh, pada array DC 6 kW yang dikombinasikan dengan
inverter dengan kapasitas 5 kW AC akan memiliki rasio DC/AC 1.2 (6 kW/5 kW
= 1.2). Penggerak utama di sini adalah "clipping losses" atau kondisi dimana
sistem kehilangan energi. Ketika daya DC disuplai menuju inverter lebih dari yang
bisa ditangani inverter, daya yang dihasilkan akan terpotong dan hilang sehingga
dapat menurunkan nilai Performance Ratio dari sistem PLTS tersebut.
Gambar 2.21 Modul surya disusun secara paralel
27
Dapat dilihat pada Gambar 2.22, garis ungu menunjukkan tipikal kurva
daya keluaran AC memuncak pada siang hari, tepat di bawah nilai inverter yang
ditunjukkan oleh garis putus-putus. Dengan menambahkan lebih banyak modul
surya untuk meningkatkan rasio DC/AC sistem (seperti yang diilustrasikan oleh
kurva hijau) memungkinkan menghasilkan energi yang lebih besar sepanjang
hari. Area antara kurva hijau dan ungu adalah energi yang diperoleh dengan
meningkatkan rasio DC/AC.
Pada Tabel 2.2 terdapat contoh kasus, jika menggunakan nilai rasio
DC/AC sebesar 1,0 maka akan tidak akan menghasilkan kehilangan energi atau
energy lost. Berbeda dengan jika nilai rasio DC/AC sebesar 1,3 dan 1,5 terdapat
kehilangan energi yang cukup besar jika dikalkulasikan dalam persen.
Gambar 2.22 Simulasi Clipping Losses
Tabel 2.2 Contoh Kasus Rasio DC/AC
28
Kebanyakan para perancang menggunakan parameter DC/AC ratio sebesar 1,0
sampai 1,3. (Zipp, 2018)
2.2.8 Kelebihan dan Kelemahan Penggunaan Sistem PLTS
Dalam suatu sistem pembangkit, terkhusus pada pembangkit listrik tenaga
surya (PLTS), pasti memiliki dampak yang baik atau keuntungan bagi kehidupan
manusia maupun lingkungan. Terlepas dari itu, tidak menutup kemungkinan juga
memiliki dampak yang buruk atau kelemahan bagi kehidupan dan lingkungan
sekitarnya. Berikut kelebihan dan kelemahan dalam penggunaan sistem
pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) :
2.2.7.1 Kelebihan Penggunaan Sistem PLTS
1) Pembangkit yang ramah lingkungan
Sistem PLTS adalah sistem yang ramah lingkungan. Tidak seperti
pembangkit lain, contohnya generator yang menyebabkan suara
kebisingan yang dihasilkannya, kemudian tidak ada polusi ataupun limbah
yang dihasilkan akibat penggunaan sistem PLTS.
2) Tidak membutuhkan bahan bakar dalam pengoperasiannya
PLTS tidak menggunakan bahan bakar seperti bahan bakar minyak dan
sebagainya.
3) Sebagai sumber energi yang berkelanjutan
Sumber energi yang tak akan habis karena berasal dari sinar matahari,
selama masih ada cahaya matahari maka sistem PLTS dapat terus
beroperasi menghasilkan energi listrik.
4) Lokasi pemasangan yang fleksibel
Sistem PLTS dapat dibangun tanpa mengacu kepada kondisi topografi
dari suatu lingkungan yang ingin dipasangkan PLTS. Sehingga
pemasangan PLTS bersifat fleksibel.
2.2.7.2 Kelemahan Penggunaan Sistem PLTS
1) Harga komponen dan pemasangan relatif mahal
Semakin besar kapasitas PLTS yang ingin dibangkitkan, maka semakin
banyak biaya yang akan dibutuhkan untuk memasang suatu sistem PLTS
tersebut. Karena membutuhkan banyak komponen.
29
2) Sistem tidak bekerja pada malam hari
Modul surya membutuhkan matahari untuk menghasilkan energi dan
dapat bekerja. Tetapi pada rancangan sistem PLTS ini akan dibantu
dengan suplai dari jaringan PLN pada malam hari.
3) Akan bergantung pada cuaca
Cuaca yang tidak mendukung atau berawan akan menurunkan
kemampuan sistem PLTS dalam beroperasi, sehingga efisiensi sistem
sangat bergantung pada kondisi cuaca pada siang hari.
2.2.8 kWh Export Import (Net Metering)
Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 49 Tahun 2018 pada Bab III
Pasal 6 Ayat 1, mengatakan bahwa untuk energi listrik pada pelanggan
Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) Atap diekspor dan dihitung
berdasarkan nilai kWh ekspor yang tercatat pada kWh Exim dikali dengan enam
puluh lima persen (65%).
Menjadi trend saat ini, kWh ekspor-impor menjadi sesuatu yang wajib ketika
ingin memasang sistem PLTS on grid pada rumah atau gedung instansi
pemerintahan maupun perkantoran swasta lainnya. Pada prinsipnya kWh meter
ekspor-impor memiliki fungsi sebagai alat untuk mencatat data total kWh yang
dikirim ke jaringan PLN (export) dan data total kWh yang diterima dari jaringan
PLN (import).
Jika pada siang hari, sistem PLTS produksi energinya kurang, maka
pelanggan tersebut akan mengimpor energi listrik dari jaringan PLN. Sebaliknya,
jika terdapat kelebihan produksi energi dari sistem PLTS, maka pelanggan akan
Gambar 2.23 kWh Export-Import
30
mengekspor energi listrik ke jaringan PLN yang dinamakan sebagai “kredit energi
listrik”. Kredit energi listri tersebut nanti akan terhitung pada akhir bulan dengan
menggunakan persamaan berikut :
𝑇𝑎𝑔𝑖ℎ𝑎𝑛 𝐿𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑘 (𝑘𝑊ℎ) = 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑘𝑊ℎ 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟 − 65% 𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝑘𝑊ℎ 𝐸𝑘𝑠𝑝𝑜𝑟…...(2.5)
Pelanggan PLN yang memasang PLTS hanya membayar selisih antara
nilai kWh impor dan nilai kWh ekspor, jika nilai kWh ekspor lebih besar maka
jumlah tersebut akan disimpan menjadi tabungan untuk mengurangi biaya
tagihan pada bulan selanjutnya. Untuk pemasangan kWh ekspor-impor dapat
mengajukan permohonan langsung kepada PT. Perusahaan Listrik Negara
(Persero) di wilayah masing-masing. (Janaloka, 2017)
31
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1 Analisa Kebutuhan
Analisa kebutuhan diperlukan dalam penelitian ini tujuannya untuk
membantu penelitian dalam melengkapi data-data secara benar dan akurat.
Kegiatan yang dilakukan pada tahap analisa kebutuhan antara lain :
1. Merumuskan inti permasalahan yang dijadikan sebagai gagasan dalam
penulisan skripsi ini.
2. Melakukan studi literatur dengan tujuan untuk lebih menguasai dan
memahami dasar-dasar teori dan konsep yang mendukung penelitian.
3. Melakukan wawancara kepada dosen, tenaga ahli serta pihak yang
bersangkutan dengan objek penelitian.
3.1.1 Waktu dan Tempat Penelitian
Penelitian ini dilakukan di Gedung Perkantoran Polres Takalar, Jl. HM
Daeng Manjarungi, Kalabbirang, Takalar, Kabupaten Takalar, Sulawesi Selatan
90615. Untuk sampai ke lokasi ini dapat menempuh perjalanan selama ±1 jam
30 menit dari Kota Makassar dengan jarak 40,9 KM. Lokasi yang akan digunakan
untuk penelitian ini yaitu dengan memanfaatkan atap gedung perkantoran utama
tersebut, yang memiliki luas bangunan 569 m². Waktu penelitian dilaksanakan
dari tanggal 16 Maret 2020 sampai tanggal 16 Juni 2020.
32
Gambar 3.2 Tampak Depan Gedung Pekantoran
3.1.2 Data Penelitian
Untuk menyelesaikan skripsi ini terdapat data-data yang diperlukan dan
dikumpulkan saat melakukan penelitian di Gedung Perkantoran Polres Takalar.
Data-data tersebut antara lain adalah :
Gambar 3.1 Lokasi Rencana Penelitian
33
1. Data pemakaian beban yang mencakup jumlah pemakaian energi (kWh)
per bulan.
2. Data radiasi matahari dan temperatur, data tersebut didapatkan pada
aplikasi Meteonorm 7.1.
3. Data spesifikasi komponen pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) untuk
menunjang perhitungan sistem PLTS.
4. Faktor-faktor yang diperlukan untuk menjawab rumusan masalah dalam
perancangan sistem PLTS.
3.2 Perancangan Penelitian
1. Studi Literatur
Studi literatur dilakukan untuk mendapatkan teori-teori yang mendukung
dengan topik yang berkaitan dengan pembahasan, studi literatur sangat
berguna untuk menentukan metode dalam menganalisa dan mengolah
data.
2. Pengumpulan Data
Pengumpulan data dilakukan dengan metode wawancara dan diskusi
untuk melakukan pengamatan dan analisa terhadap objek penelitian
sehingga mendapatkan data dan informasi yang dibutuhkan.
3. Pengolahan Data
Pengolahan data dilakukan secara kualitatif dan kuantitatif. Secara
kuantitatif dilakukan perhitungan secara matematis berdasarkan teori-teori
yang digunakan, sedangkan kualitatif data diolah secara penjelasan
deskriptif.
4. Teknik Analisis
Pada dasarnya penelitian ini merupakan penelitian yang menganalisa
perancangan dimana fokus penelitian pada perancangan sistem PLTS on
grid pada atap Gedung Perkantoran Polres Takalar beserta analisa
kelayakan investasi dari sisi ekonominya. Perancangan sistem PLTS ini
ditujukan untuk mengurangi pemakaian listrik PLN.
34
5. Pembuatan Laporan
Pada tahap ini dilakukan penyusunan dan pembuatan laporan
berdasarkan hasil penelitian dengan menggunakan teknik pengumpulan
data dan pengolahan data sehingga menjadi laporan penelitian yang
dapat menggambarkan penelitian secara utuh.
35
3.2.1 Diagram Alir Penelitian
Studi Literatur
Pengelolaan Data
Perancangan PLTS on grid Polres
Takalar
Menghitung Biaya Perancangan
PLTS on grid Polres Takalar
Analisa Kelayakan Investasi
Sistem PLTS on grid Polres
Takalar
Gambar 3.3 Diagram Alir Penelitian
Mulai
Selesai
Didapatkan suatu
perencanaan PLTS
1. Data Tagihan Listrik 2. Data Iradiasi
Matahari 3. Data Komponen
Sistem PLTS
36
3.4 Pemilihan Lokasi Pemasangan
Modul surya dipasang pada sisi atap bagian A, B, C, D, E dan F karena
memiliki luas atap yang memiliki luas yang cukup untuk media panel surya.
Selain itu dengan dukungan bangunan utama yang menghadap ke utara
sehingga bisa mendapatkan radiasi matahari yang optimal dari terbitnya
matahari sampai terbenam. Ketinggian bangunan sebesar 7 meter. Kemiringan
modul surya mengikuti kemiringan atap yang rata-rata sebesar 35°.
3.5 Perhitungan Perancangan Sistem PLTS
Dalam perancangan sistem pembangkit listrik tenaga surya di Gedung
Perkantoran Polres Takalar menggunakan sistem on grid, perlu juga menghitung
komponen-komponen yang akan digunakan sesuai dengan kebutuhan dan
aturan yang ada sehingga didapatkan kapasitas modul surya yang dapat
dipasang pada atap Gedung Perkantoran Polres Takalar, kapasitas inverter yang
digunakan dan komponen pendukung sistem PLTS lainnya.
3.5.1 Menghitung Kapasitas Sistem PLTS
Untuk menghitung kapasitas sistem PLTS, berdasarkan penentuan lokasi
pemasangan modul surya yaitu pada atap gedung perkantoran Polres Takalar.
Maka digunakan Aplikasi HelioScope untuk menentukan berapa banyak panel
Gambar 3.4 Denah Rancangan Pemasangan Modul Surya
37
surya yang dapat terpasang sesuai dengan potensi luas atap yang tersedia.
Aplikasi HelioScope adalah aplikasi/alat berbasis web sehingga tidak ada
perangkat lunak (software) yang diunduh dan dapat menggunakan perangkat
komputer yang terhubung dengan internet. Salah satu kegunaan Aplikasi ini
adalah untuk menentukan berapa modul surya yang dapat terpasang pada atap
atau lahan yang ingin dipasangkan modul surya.
Dengan dukungan Google Earth, aplikasi ini bisa dikatakan memiliki
keakuratan dalam menjalankan fungsinya. Perbandingan antara pengukuran
langsung dengan menggunakan Google Earth, memiliki persentase perbedaan
sebesar 0,123%. (Islami, 2017)
Berikut parameter pada Aplikasi Helioscope yang digunakan untuk
mendapatkan jumlah panel surya yang dapat terpasang pada atap Gedung
Perkantoran Polres Takalar :
Pada Gambar 3.5, terlihat pilihan untuk memilih modul apa yang ingin
digunakan dalam perancangan sistem PLTS. Terdapat banyak merk modul surya
yang tersedia dalam database HelioScope.
Gambar 3.5 Pemilihan Modul Surya (HelioScope)
Gambar 3.6 Penyesuaian tinggi, mounting, sudut azimuth dan kemiringan (HelioScope)
38
Pada Gambar 3.6, dapat dilihat terdapat menu pilihan “Racking” yang
berarti pemilihan jenis dudukan modul surya, kemiringan tetap atau
menyesuaikan dengan kemiringan bidang. Kemudian terdapat menu “Height”,
yaitu nilai ketinggian bangunan. Selanjutnya terdapat menu “Azimuth”,
perancang dapat mengatur sudut azimuth berdasarkan perhitungan atau dapat
diatur secara otomatis. Kemudian terdapat menu “Tilt”, menu ini digunakan untuk
menentukan kemiringan modul surya jika menggunakan “Racking” pilihan “Fixed
Tilt Racking”. Tapi jika menggunakan pilihan “Flush Mount Racking”, maka
kemiringan akan mengikuti bidangnya, contohnya pada atap bangunan.
Pada Gambar 3.7, terdapat menu jika ingin mengubah tata letak,
penambahan atau menghilangkan modul surya yang dilakukan secara manual.
Kemudian terdapat menu “Default Orientation”, dimana pada menu ini mengatur
orientasi letak modul surya “Horizontal” atau “Vertical”. Kemudian terdapat menu
“Row Spacing” dan “Frame Spacing” untuk mengatur jarak antar barisan/string
modul surya serta “Module Spacing” untuk mengatur jarak antar modul.
Gambar 3.7 Manual Module Controls (HelioScope)
39
Pada Gambar 3.8, menunjukkan menu “Setback” untuk mengatur jarak
antara ujung modul surya terluar dengan batas area/bidang yang telah
ditentukan. Kemudian terdapat menu “Alignment” yaitu menu yang berfungsi
untuk mengatur penjajaran dari array modul surya.
Setelah melakukan simulasi HelioScope dan mendapatkan jumlah modul
surya yang dapat terpasang pada atap Gedung Perkantoran Polres Takalar,
untuk perhitungan kapasitas PLTS menggunakan persamaan berikut :
𝐾𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑃𝐿𝑇𝑆 = 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑆𝑢𝑟𝑦𝑎 𝑋 𝐻𝑎𝑠𝑖𝑙 𝑆𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑠𝑖 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑆𝑢𝑟𝑦𝑎...(3.1)
3.5.2 Menghitung Seri Paralel Modul Surya
Untuk mengetahui jumlah modul surya yang dirangkai secara seri atau
paralel dapat menggunakan persamaan berikut :
1. Rangkaian Seri Minimal
Minimal modul seri perstring = 𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝑉𝑜𝑐 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙…………………………….(3.2)
2. Rangkaian Seri Maksimal
Maksimal modul seri perstring =𝑉𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝑉𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙………………..…………(3.3)
3. Rangkaian Paralel Maksimal
Maksimal modul paralel perstring = 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑛𝑝𝑢𝑡 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝐼𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙…………..……..(3.4)
Untuk mengetahui besar arus dan tegangan total pada keluaran modul
surya dengan menggunakan persamaan berikut :
Besar arus = Imp modul surya x Jumlah Paralel Panel…..…(3.5)
Besar tegangan = Vmp modul surya x Jumlah seri modul surya…(3.6)
Gambar 3.8 Menu Setback dan Alignment (HelioScope)
40
Dimana :
Voc : Tegangan open circuit modul surya (Volt)
Vmp : Tegangan maksimal modul surya (Volt)
Imp : Arus maksimal modul surya (Ampere)
Imax input inverter : Arus maksimum masukan inverter (Ampere)
Vmax inverter : Tegangan maksimum inverter (Volt)
Vmin inverter : Tegangan minimum inverter (Volt)
3.5.3 Menentukan Kapasitas Inverter
Untuk menentukan jumlah dan kapasitas dari inverter yang akan
digunakan dalam perancangan ini, maka kapasitas inverter disesuaikan dengan
tegangan dan arus keluaran dari array modul surya yang dirancang serta daya
keluaran PLTS, kemudian dapat dirumuskan melalui persamaan :
𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝐴𝑟𝑟𝑎𝑦 (𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑠𝑒𝑟𝑖 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑠𝑢𝑟𝑦𝑎 𝑥 𝑉𝑚𝑝𝑝)……………………………(3.7)
Dimana :
Vmpp = Tegangan maksimum modul surya (Volt)
3.5.4 Energi Output Modul Surya
Dalam perancangan PLTS, hal yang penting untuk diperhatikan yaitu rugi-
rugi atau losses yang ada pada modul surya. Rugi-rugi tersebut dapat
dipengaruhi oleh temperatur, rugi-rugi manufacture, rugi-rugi kabel penghantar,
rugi-rugi akibat debu dan kotoran pada modul surya dan efek shading. Untuk
mengetahui energi dan daya yang dihasilkan modul surya menggunakan
persamaan berikut ini :
𝑃𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙 = 𝑃𝑚𝑎𝑛𝑢𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑒 𝑋 𝐸𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 𝑃𝑉 − 𝐿𝑜𝑠𝑠𝑒𝑠 𝑃𝑉 .………………………...(3.8)
𝑃(𝑝𝑠ℎ) = 𝑃𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑋 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑆𝑢𝑟𝑦𝑎 𝑋 𝑃𝑆𝐻………………………………....(3.9)
𝐸𝑦 = [𝑃(𝑝𝑠ℎ) − 𝐿𝑜𝑠𝑠𝑒𝑠 𝑆𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚] 𝑋 𝐸𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛𝑠𝑖 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 𝑋 365 ℎ𝑎𝑟𝑖……………(3.10)
𝑆𝑦 =𝐸𝑠𝑦𝑠
𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦………………………………………………………………………....(3.11)
41
Dimana :
𝑃𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙 = Daya yang dihasilkan total modul surya (watt)
𝑃𝑚𝑎𝑛𝑢𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑒 = Daya berdasarkan spesifikasi modul (watt)
Efisiensi PV = Efisiensi modul surya sesuai spesifikasi
Losses PV = Rugi-rugi pada modul surya
𝑃(𝑝𝑠ℎ) = Daya yang dihasilkan pada saat PSH (watt)
PSH = (Peak Sun Hour) 9 jam untuk mencapai radiasi 1000 W/m²
Ey = Esys
Sy = Energi spesifik yang dihasilkan per tahun (Wh/Wp)
Esys = Energi yang dihasilkan dalam satu tahun (Wh/tahun)
𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦 = Daya yang dihasilkan PV saat beroperasi (watt)
3.5.5 Performance Ratio (PR)
Untuk mengetahui kualitas dari suatu sistem PLTS dapat juga diuraikan
menggunakan Performance Ratio (PR), yang biasa dinyatakan dalam bentuk
persentase. Jika nilai PR diatas 70% maka sistem PLTS tersebut layak untuk
diterapkan. Untuk mencari nilai Performance Ratio digunakan persamaan
berikut:
𝑃𝑅 =𝐸𝑦𝑖𝑒𝑙𝑑
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙…………………………………………………………………………(3.12)
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦 𝑋 𝐻𝑡𝑖𝑙𝑡………………………………………..……………………(3.13)
𝐻𝑡𝑖𝑙𝑡 = 𝑃𝑆𝐻 𝑋 365 𝐻𝑎𝑟𝑖………………………………………………..…………(3.14)
Dimana :
PR = Performance Ratio (%)
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = Energi yang diperoleh modul surya saat PSH (Wh)
𝐻𝑡𝑖𝑙𝑡 = Rata-rata PSH harian per tahun (h)
42
3.6 Analisa Perhitungan Aspek Biaya
3.6.1 Biaya Siklus Hidup (Life Cycle Cost)
Biaya siklus hidup adalah biaya yang dikeluarkan oleh sistem pembangkit
selama life time dari modul surya yang telah ditentukan. Biaya siklus hidup atau
Life Cycle Cost ditentukan oleh nilai sekarang dan biaya total sistem PLTS
terkecil dari biaya investasi awal, biaya jangka panjang untuk biaya pemeliharaan
dan biaya operasional. Biaya siklus hidup dapat menggunakan persamaan
sebagai berikut :
𝐿𝐶𝐶 = 𝐶 + 𝑀𝑃𝑊……………………………………………………………...……(3.15)
Dimana :
LCC = Life cycle cost (biaya siklus hidup)
C = Biaya investasi awal
𝑀𝑃𝑊 = Biaya nilai sekarang untuk operasional dan pemeliharaan selama
umur proyek atau selama n tahun
𝑃 = 𝐴 [(1+𝑖)𝑛−1
𝑖(1+𝑖)𝑛]……………………………………………………………………(3.16)
Dimana :
P = Nilai sekarang biaya tahunan selama umur proyek
A = Biaya tahunan
i = Tingkat diskonto
n = Umur proyek
• Faktor Diskonto (Discount Factor)
Faktor diskonto adalah faktor yang digunakan untuk menilai sekarang dan
penerimaan di masa akan datang sehingga dapat dibandingkan dengan
pengeluaran pada masa sekarang (Halim, 2009). Untuk tingkat diskonto
yang digunakan adalah berupa tingkat suku bunga pasar (tingkat suku
bunga bank). Berikut persamaan faktor diskonto tersebut :
𝐷𝐹 =1
(1+𝑖)𝑛……………………………………………………………….(3.17)
Dimana :
DF = Discount Factor
43
i = Tingkat diskonto
n = Umur investasi (periode dalam tahun)
3.6.2 Biaya Energi (Cost of Energy)
Biaya energi atau Cost of Energy adalah perbandingan atau ratio antara
total biaya per tahun dari pembangkit dengan produksi energi yang dihasilkan
pembangkit selama periode yang sama. Biaya energi PLTS berbeda dengan
biaya energi pada pembangkit konvensional (Nafeh, 2009; Wengqiang, 2004).
Berikut perhitungan untuk menentukan biaya energi atau Cost of Energy :
𝐶𝑂𝐸 =𝐿𝐶𝐶 𝑋 𝐶𝑅𝐹
𝐴 𝑘𝑊ℎ…………………………………………………………………..(3.18)
Dimana :
COE = Cost of Energy (Rp/kWh)
CRF = Capital Recovery Factor (faktor pemulihan modal)
A kWh = Energi yang diproduksi selama satu tahun (kWh/tahun)
• Faktor Pemulihan Modal (Capital Recovery Factor)
Faktor pemulihan modal merupakan perbandingan antara anuitas konstan
dengan nilai saat ini menerima anuitas itu jangka waktu tertentu (Jenkins,
2006). Faktor pemulihan modal dapat menggunakan persamaan sebagai
berikut :
𝐶𝑅𝐹 = 𝑖(1+𝑖)𝑛
(1+𝑖)𝑛−1……………………………………………………………(3.19)
Dimana :
CRF = Faktor pemulihan modal (Capital Recovery Factor)
i = Tingkat diskonto
n = Umur investasi (periode dalam tahun)
3.6.3 Net Present Value (NPV)
Net Present Value merupakan perbedaan antara nilai sekarang dari aliran
kas masuk atau cash inflow dengan nilai sekarang aliran kas keluar atau cash
outflow. Cara ini digunakan untuk menganalisa tingkat keuntungan dari suatu
investasi proyek. Proyek atau sistem PLTS dinilai layak jika nilai NPV bernilai
positif dan akan dinilai tidak layak jika bernilai negatif.
44
𝑁𝑃𝑉 = ∑𝐶𝑡
(1+𝑟)𝑡 − 𝐶𝑜𝑇𝑡=1 ………………………………………………………..(3.20)
Dimana :
Ct = Net Cash Inflow selama periode waktu (t)
Co = Total biaya investasi awal
r = Discount rate
t = Rentang waktu investasi
3.6.4 Internal Rate of Return (IRR)
Metode perhitungan tingkat pengembalian dimana nilai bersih sekarang
atau Net Present Value dari semua kas (positif maupun negatif) dari suatu
investasi tertentu sama dengan nol. Nilai IRR adalah indikator tingkat efisiensi
dari suatu investasi. Suatu proyek dapat dilaksanakan apabila rate of return lebih
besar daripada rate of return ketika berinvestasi di tempat lain.
𝐼𝑅𝑅 = 𝑖1𝑁𝑃𝑉1
(𝑁𝑃𝑉1−𝑁𝑃𝑉2)(𝑖2 − 𝑖1)……………………………………………………(3.21)
3.6.5 Benefit Cost Ratio (BCR)
Benefit Cost Ratio adalah perbandingan antara benefit dengan Total biaya
investasi. Secara umum suatu proyek dikatakan layak secara keuangan atau
finansial jika nilai ratio antara benefit dan total cost lebih dari 1 yang memiliki arti
keuntungan yang didapat lebih besar dari biaya pengembalian investasi. Dalam
perhitungan nilai BCR terbagi atas dua perhitungan :
Conventional BCR
𝐵𝐶𝑅 =𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑊𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡
𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑊𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐶𝑜𝑠𝑡………………….………………………..(3.22)
Modified BCR
𝐵𝐶𝑅 =𝐵−(𝑂+𝑀)
𝐶𝑅……………………………………………………..…(3.23)
Dimana :
B = Annual worth benefit
45
CR = Capital cost recovery
O+M = Annual Operation and Maintenance cost
3.6.6 Pay Back Period (PBP)
Pay Back Period adalah suatu parameter yang menghitung seberapa
cepat waktu yang diperlukan untuk mengembalikan suatu investasi, satuan yang
digunakan adalah tahun, bulan dan hari.
𝑃𝐵𝑃 =𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
𝐴𝑙𝑖𝑟𝑎𝑛 𝐾𝑎𝑠 𝐵𝑒𝑟𝑠𝑖ℎ (𝑁𝐹𝐶)𝑋 1 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛………………………………………….(3.24)
Untuk kriteria penilaiannya adalah ketika nilai Pay Back Period lebih
panjang dari waktu yang telah ditetapkan untuk umur proyek, maka proyek
tersebut ditolak. Jika waktu Pay Back Period lebih pendek dari waktu yang telah
ditentukan, maka proyek tersebut diterima.
46
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Radiasi Matahari dan Temperatur
Supaya data yang dihasilkan optimal dan sesuai dengan sistem yang
dibutuhkan, maka data rata-rata radiasi matahari diambil aplikasi Meteonorm.
Kondisi matahari di daerah Kabupaten Takalar terbilang cukup baik, sehingga
besarnya radiasi matahari dan temperatur yang di dapat untuk lokasi Kantor
Polres Takalar dengan Latitude -5.42739 / Longitude 119.43771 sebagai berikut:
Tabel 4.1 Rata-rata radiasi matahari dan temperatur
Bulan Iradian (kWh/m²/hari) Temperatur (°C)
Januari 3,52 27,9
Februari 3,79 27,9
Maret 4,19 28,5
April 4,60 29
Mei 4,94 29
Juni 5,20 28,5
Juli 5,23 27,9
Agustus 5,32 28,5
September 5,60 28,5
Oktober 5,39 29
November 5,80 28,6
Desember 3,84 27,9
Rata-rata 4,78 28,4
47
Berdasarkan tabel 4.1 dapat diketahui bahwa rata-rata potensi radiasi
matahari sebesar 4,78 kWh/m² per hari, dimana untuk potensi radiasi matahari
tertinggi rata-rata pada bulan November sebesar 5,80 kWh/m² dan untuk potensi
radiasi matahari tertendah berada pada bulan Januari sebesar 3,52 kWh/m².
Untuk suhu (temperatur) rata-rata sebesar 28,4 °C, temperatur tertinggi berada
pada bulan April, Mei dan Oktober yaitu sebesar 29 °C dan temperatur terendah
berada pada bulan Januari, Februari, Juli dan Desember yaitu sebesar 27,9 °C.
Untuk perhitungan peak sun hour (PSH), dimana nilai radiasi matahari
rata-rata per tahun dibagi dengan nilai insulasi standar (1000 W/m²), maka
didapatkan hasil berikut :
𝑃𝑆𝐻 =𝑅𝑎𝑡𝑎−𝑟𝑎𝑡𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑠𝑖 𝑝𝑒𝑟 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
𝐼𝑛𝑠𝑢𝑙𝑎𝑠𝑖 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟
= 4.780𝑊ℎ/𝑚2
1000𝑊/𝑚2 = 𝟒, 𝟕𝟖 𝒉𝒐𝒖𝒓
4.2 Data Tagihan Listrik Gedung Polres Takalar
Tabel 4.2 Data Tagihan Listrik Satu Tahun Terakhir
Bulan/Tahun Jumlah pakai
per bulan (kWh)
Rata-rata
pemakaian per
hari (kWh)
Juni 2019 14.267 475,56
Juli 2019 12.655 408,22
Agustus 2019 12.362 412,06
September 2019 12.192 406,4
Oktober 2019 23.577 760,54
November 2019 15.649 521,63
Desember 2019 15.063 485,90
Januari 2020 19.523 629,77
Februari 2020 15.216 524,68
Maret 2020 14.286 460,83
April 2020 17.030 567,66
Mei 2020 16.263 524,61
Juni 2020 15.373 512,43
Rata-Rata 15.650 504,853
48
Berdasarkan data tagihan listrik selama 13 bulan ke belakang, Gedung
Perkantoran Polres Takalar memiliki daya terpasang sebesar 53.000 VA dan
pemakaian rata-rata perbulan sebesar 15.650 kWh/bulan dengan rata-rata
pemakaian energi dalam satu hari adalah 504,853 kWh/hari.
4.2 Perancangan Sistem PLTS
Pembangkit listrik tenaga surya yang akan dirancang merupakan
pembangkit listrik tenaga surya dengan sistem on grid. Energi yang dihasilkan
oleh sistem PLTS tersambung dengan jaringan listrik PLN dan digunakan untuk
mensuplai beban-beban peralatan listrik yang ada di Gedung Perkantoran Polres
Takalar. Dalam membangun suatu sistem pembangkit listrik, seperti dalam
membangun sistem PLTS perlu dilakukan perancangan, pemilihan komponen
dan perhitungan terlebih dahulu sehingga pada saat realisasinya akan
didapatkan hasil yang memuaskan serta sesuai rancangan dan hasil perhitungan
yang telah ditentukan.
4.2.1 Pemilihan dan Penentuan Komponen Utama Sistem PLTS
1. Panel Surya
a. Jenis panel surya Monocrystalline
b. Merk/type Longi LR4 – 72HPH-450M
c. Kapasitas 450 Watt.
49
d. Spesifikasi Panel Surya
Tabel 4.3 Spesifikasi Longi LR4 – 72HPH-450M
ELECTRICAL DATA
Maximum Power (Pmax/W) 450 Watt
Open Circuit Voltage (Voc/V) 49,3 V
Short Circuit Current (Isc/A) 11,60 A
Voltage at Maximum Power (Vmp/V) 41,5 V
Current at Maximum Power (Imp/A) 10,85 A
Modul Efficiency (%) 20,7 %
MECHANICAL DATA
Dimensions (LxWxD/mm) 2094x1038x35 mm
Area (m²) 2,26 m²
Weight (kg) 23,5 kg
Gambar 4.1 Longi LR4 – 72HPH-450M
50
Dalam perancangan sistem PLTS ini, digunakan panel surya Longi LR4-
72HPH-450M yang memiliki kelebihan dari segi efisiensi sebesar 20,7%, dimana
dengan potensi luas atap yang terbatas tetap dapat memenuhi kapasitas PLTS
yang dirancang. Modul surya ini juga mempunyai beberapa teknologi
keunggulannya seperti Monocrystalline PERC yang membuat modul surya
bekerja dengan baik meskipun kondisi cahaya rendah dan suhu yang tinggi.
Kemudian modul surya ini dipilih karena menurut beberapa artikel terkait karena
mampu bersaing dengan pesaing panel surya yang lain dan termasuk dari 10
panel surya terbaik tahun 2020.
2. Inverter
a. Jenis/type Huawei SUN2000-20KTL-M0
b. Spesifikasi inverter
Tabel 4.4 Spesifikasi Inverter SUN2000-20KTL-M0
Input (DC)
Max. input voltage 1080 V
Start voltage 200 V
Operating voltage range 160 V ~ 950 V
Gambar 4.2 Inverter SUN2000-20KTL-M0
51
Rated input voltage 600 V
Max. input current per MPPT 22 A
Max. short-circuit current 30 A
Number of MPP trackers 2
Max. number of inputs 4
Output (AC)
Grid connection Three phase
Rated output power 20000 W
Max. apparent power 22000 VA
Rated output voltage 220 Vac / 380 Vac, 230 Vac / 400
Vac, 3W + N + PE
Rated AC grid frequency 50 Hz, 60 Hz
Max. output current 33,5 A
Adjustable power factor 0,8 leading … 0,8 lagging
Max. total harmonic distortion ≤ 3%
Efficiency
Max. efficiency 98,65%
Inverter yang digunakan adalah jenis Grid Tie Inverter, dimana bekerja
dengan cara mengalirkan listrik dari panel surya kemudian mengubah dari DC
menjadi AC tanpa menggunakan baterai, selanjutnya langsung disalurkan ke
beban listrik. Sistem Grid Tie bekerja bersama dengan arus listrik dari jaringan
PLN. Sistem ini bekerja secara otomatis dan sinkron antara sistem PLTS dengan
jaringan PLN, dimana suplai utama adalah dari sistem PLTS dan jaringan PLN
sebagai backup. Apabila suplai dari panel surya kurang maka akan dipenuhi oleh
PLN secara otomatis.
4.2.2 Menentukan Kapasitas PLTS
Dengan menggunakan website/aplikasi HelioScope, dilakukan simulasi
penempatan PV modul dengan pemilihan merk Longi Solar, LR4-72HPH-450
kapasitas 450 Watt dengan panjang modul sebesar 2,094 meter dan lebar modul
sebesar 1,038 meter pada atap Gedung Perkantoran Polres Takalar. Racking
52
menggunakan Flush Mount Racking, untuk tinggi gedung adalah 7 meter dengan
rata-rata kemiringan atap sebesar 30°. Orientasi modul surya menggunakan
Landscape (Horizontal), dengan Row Spacing sebesar 0,02 meter. Jarak antar
modul atau Module Spacing sebesar 0,5 meter dan Setback sebesar 0,5 meter.
Gambar 4.3 Parameter Simulasi Atap HelioScope
Gambar 4.4 Tampak Atas Gedung Pada HelioScope
53
Pada Gambar 4.4 sesuai dengan pemilihan lokasi pemasangan pada sub
bab 3.4, terlihat hasil simulasi pada atap A “field segment 2” dapat menampung
15 modul surya, pada atap B “field segment 1” menghasilkan 15 modul surya.
Kemudian pada atap C “field segment 4” dapat menampung 16 modul surya,
selanjutnya pada atap D “field segment 5” dapat menampung 15 modul surya.
Pada atap E “field segment 6” dapat menampung 15 modul surya dan atap F
“field segment 3” dapat juga menampung 16 modul surya.
Hasil penyesuaian luas atap menggunakan HelioScope mendapatkan
sebanyak 92 modul surya yang dapat terpasang dengan melihat beberapa
pertimbangan. Jadi, berdasarkan penyesuaian atap gedung kantor
menggunakan Aplikasi HelioScope, maka kapasitas PLTS yang dapat terpasang
adalah :
𝐾𝑎𝑝𝑎𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑃𝐿𝑇𝑆 = 450 𝑊𝑎𝑡𝑡 𝑥 92 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙
= 41,400 𝑊𝑝 ≈ 𝟒𝟏, 𝟒 𝒌𝑾𝒑
Gambar 4.5 Hasil Simulasi Layout Atap
54
4.2.3 Perhitungan Seri Paralel Modul Surya
Menentukan konfigurasi seri-paralel modul surya dalam perancangan
sistem PLTS, karena dengan perhitungan tersebut dapat diketahui tegangan dan
arus input DC dari modul surya ke inverter. Adapun perhitungan modul surya
yang di seri maupun diparalel adalah sebagai berikut :
Diketahui :
Open Circuit Voltage (Voc) : 49,3 V
Maximum Power Voltage (Vmp) : 41,5 V
Maximum Power Current (Imp) : 10,8 A
Maximum Power Current Input Inverter : 22 A
Minimum Power Voltage Inverter : 200 V
Maximum Power Voltage Inverter : 1080 V
Pengaturan seri-paralel modul surya sebagai berikut :
1. Rangkaian Seri Minimal
Minimal modul seri perstring = 𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝑉𝑜𝑐 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙
= 200 𝑣
49,3 𝑣= 4,056 = 5
2. Rangkaian Seri Maksimal
Maksimal modul seri perstring = 𝑉𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝑉𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙
= 1080 𝑣
41,5 𝑣= 26,02 = 26
3. Rangkaian Paralel Maksimal
Maksimal modul paralel perstring = 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑛𝑝𝑢𝑡 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟
𝐼𝑚𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙
= 22 𝐴
10,8 𝐴= 2,03 = 2
Berdasarkan hasil perhitungan diatas, maka dengan jumlah panel surya
92 modul surya terdiri dari 2 Array yang dapat disusun dengan 23 modul seri
dengan 2 string paralel tiap Array. Maka diperoleh perhitungan arus dan
tegangannya total pada keluaran modul surya adalah sebagai berikut :
Besar arus = Impp x Jumlah paralel panel
= 10,8 A x 2 unit
= 21,6 A
55
Besar tegangan = Vmp x Jumlah seri panel surya
= 41,5 V x 23 unit
= 954,5 V
Dengan melihat spesifikasi inverter yang memiliki maximum input voltage
1080 Volt dan nilai maximum input current per MPPT 22 A, maka dengan
susunan yang direncanakan termasuk sesuai dengan spesifikasi antara inverter
dan modul surya.
Pada gambar 4.6 terlihat rancangan pengaturan string, dimana terbagi 2
susunan array dengan masing-masing array memiliki 2 string dan 1 string terdiri
dari 23 modul seri.
4.2.4 Menentukan Kapasitas Inverter
Untuk kapasitas dan jumlah inverter yang digunakan disesuaikan dengan
perhitungan seri paralel modul surya, jumlah array sebanyak 2 array yang
masing-masing array memiliki kapasitas 20,7 kWp menggunakan inverter 2 buah
berkapasitas 20 kW untuk setiap inverternya. Hanya inverter 20 kW yang tersedia
Gambar 4.6 Skema Pengaturan Seri Paralel
56
dipasaran. Kemudian penentuan kapasitas inverter juga dipengaruhi oleh
perhitungan DC/AC ratio (sub bab 2.2.7), dengan beberapa pertimbangan ketika
terjadi kejadian seperti : clipping losses, penurunan efisiensi modul surya ketika
terjadi temperature losses dan average losses of irradiation dan umur modul
surya tiap tahun akan menurun sehingga mempengaruhi produksi energi. Nilai
DC/AC ratio untuk sistem PLTS ini adalah 1,035.
4.2.5 Menentukan Komponen Pendukung Sistem PLTS
4.2.5.1 Mounting System
Gambar 4.7 Blok Diagram PLTS on grid Polres Takalar
Gambar 4.8 Hook Mounting System
57
Untuk menentukan mounting system yang akan digunakan pada
perancangan sistem PLTS, perlu diketahui dulu jenis atap yang terpasang
pada atap atau lahan yang ingin dipasangkan modul surya. Jenis atap yang
digunakan pada gedung kantor Polres Takalar adalah jenis tiles roof atau
genteng. Maka mounting system yang tepat untuk jenis atap tersebut adalah
type hook mounting system.
4.2.5.2 Alat Pengaman dan Proteksi
Untuk menunjang sistem PLTS yang aman, maka diperlukan alat
proteksi dan pengaman untuk menghindari gangguan yang terjadi seperti
arus hubung singkat dan gangguan petir yang bisa dapat menyebabkan
komponen utama maupun pendukung dari sistem mengalami kerusakan.
Terdapat Mini Circuit Breaker (MCB) atau Molded Case Circuit Breaker
(MCCB), Surge Protective Device (SPD) yang dapat digunakan pada
tegangan AC atau DC.
4.2.5.3 Combiner Box
Komponen ini sangat penting untuk kelengkapan dalam sistem PLTS
yang dirancang, combiner box digunakan sebagai wadah untuk
menempatkan komponen lainnya seperti circuit breaker, surge protective
device, current transfromer (CT), fuse dan komponen pendukung lainnya.
Untuk menentukan ukuran combiner box, dapat disesuaikan dengan
penempatan dan ukuran dari komponen yang ada didalam combiner box itu
sendiri. Pada sistem PLTS ini hanya menggunakan AC Combiner Box yang
ditempatkan setelah inverter.
Gambar 4.9 MCB AC, MCCB AC, SPD AC
58
4.2.5.4 Kabel Penghantar
Dalam merancang sistem PLTS hal yang sangat penting adalah kabel
penghantar, dimana kabel penghantar sebagai media untuk mengirimkan
daya menuju beban. Ukuran kabel disesuaikan dengan arus maksimum, nilai-
nilai kapasitas yang dialiri arus kabel tercantum pada IEC 60512. Kabel
penghantar ini akan menghubungkan antara modul surya menuju inverter,
jenis kabel penghantar ini yaitu solar cable 1x4 mm² kemudian inverter
dengan AC Combiner Box menggunakan kabel Supreme NYY 4x6 mm²
kemudian AC Combiner Box menuju panel distribusi gedung menggunakan
kabel Supreme NYY 4x25 mm².
Gambar 4.10 Gambar Teknik AC Combiner Box
Tabel 4.5 Spesifikasi Kabel Supreme NYY 4 Core
59
4.2.5.5 Smart Meter
Untuk mencatat energi produksi yang dihasilkan oleh sistem PLTS,
maka digunakan sebuah alat ukur pintar atau smart meter. Untuk sistem
PLTS ini menggunakan smart power sensor merk Huawei jenis DTSU666-H.
berfungsi untuk mengukur energi listrik termasuk tegangan, arus, daya,
frekuensi, faktor daya.
4.2.6 Menghitung Energi Output Modul Surya
Radiasi yang dihasilkan oleh sinar matahari tidak seluruhnya diterima oleh
modul surya. Hal ini dipengaruhi oleh losses yang ada pada panel surya tersebut,
selain itu ada pula losses dari inverter, kabel dan komponen pendukung lainnya.
Daya Modul Surya 450 Wp
Jenis Losses Besar Nilai Losses Daya setelah
dipengaruhi losses
Losses kotoran
(debu, kotoran
burung dan lainnya)
3% 436,5 Wp
Losses temperatur
modul
(monocrystalline)
0,5% 434,317 Wp
Losses level radiasi
matahari 3% 421,287 Wp
Gambar 4.11 Smart Power Sensor Huawei
60
Losses kabel
penghantar 1% 417,074 Wp
Total Losses 32,926 Wp
Total Daya Output
Modul Surya 450 – 32,926 = 417,074 Wp
Berdasarkan dari tabel perhitungan losses diatas, maka energi output yang
dihasilkan modul surya pada saat PSH (peak sun hour) 4,78 hour sebagai
berikut:
𝑃(𝑝𝑠ℎ) = 𝑃𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑥 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑥 𝑃𝑆𝐻
𝑃(𝑝𝑠ℎ) = 417,074 𝑊𝑝 𝑥 92 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑥 4,78 ℎ𝑜𝑢𝑟
= 183.412 𝑎𝑡𝑎𝑢 183,4124 𝑘𝑊ℎ
Besar energi yang dihasilkan modul surya adalah 183,412 kWh. Energi
tersebut kemudian menuju ke inverter dimana inverter memiliki energi konsumsi
sendiri (self-consumption) maka energi output yang dihasilkan modul surya
dikalikan dengan efisiensi inverter. Efisiensi inverter 98,65% dan losses kabel
penghantar (AC) di asumsikan 1% (0,99). Maka total energi keluarannya adalah:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑂𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡 = 183,412 𝑘𝑊ℎ 𝑥 0,9865 𝑥 0,99
= 𝟏𝟕𝟗, 𝟏𝟐𝟔 𝒌𝑾𝒉
Pada tabel 4.2 tertera bahwa rata-rata pemakaian energi harian sebesar
504,853 kWh/hari. Dari perhitungan energi output diatas, energi yang dapat
dihasilkan sistem PLTS ini dalam satu hari sebesar 179,126 kWh/hari. Maka
persentase suplai sistem PLTS ini adalah :
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑜𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡 𝑃𝐿𝑇𝑆
𝑅𝑎𝑡𝑎 − 𝑟𝑎𝑡𝑎 𝑝𝑒𝑚𝑎𝑘𝑎𝑖𝑎𝑛 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 ℎ𝑎𝑟𝑖𝑎𝑛 𝑋 100%
=179,126 𝑘𝑊ℎ
504,853 𝑘𝑊ℎ 𝑋 100%
= 𝟑𝟓%
Sehingga dapat dikatakan, sistem PLTS ini dapat menyuplai 35% dari
rata-rata pemakaian energi harian pada Gedung Perkantoran Polres Takalar.
61
Untuk besar energi pertahun (energy yield) yaitu :
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑌𝑖𝑒𝑙𝑑 = 179,126 𝑘𝑊ℎ 𝑥 365 𝐻𝑎𝑟𝑖
= 𝟔𝟓. 𝟑𝟖𝟎 𝒌𝑾𝒉/𝒕𝒂𝒉𝒖𝒏
4.2.7 Performance Ratio (PR)
Performance ratio adalah ukuran suatu kualitas sistem dilihat dari energi
tahunan yang dihasilkan sebenarnya setelah dikurangi dengan losses yang
terjadi pada sistem PLTS. Dalam kenyataannya performance ratio tidak pernah
mencapai 100% karena dipengaruhi oleh temperatur, komponen dan lainnya.
Sistem pembangkitan dikatakan layak apabila nilai performance ratio nya
minimal mencapai 70%. Berikut perhitungan performance ratio dari sistem PLTS
ini yaitu :
𝑃𝑅 = 𝐸𝑦𝑖𝑒𝑙𝑑
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 𝑃𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦 𝑋 𝐻𝑡𝑖𝑙𝑡
𝐻𝑡𝑖𝑙𝑡 = 𝑃𝑆𝐻 𝑋 365 𝐻𝑎𝑟𝑖 = 4,78 ℎ𝑜𝑢𝑟 𝑋 365 ℎ𝑎𝑟𝑖
= 1.744 ℎ𝑜𝑢𝑟
Sehingga rata-rata radiasi selama setahun adalah 1.744 h pada saat PSH,
kemudian untuk energi idealnya, yaitu :
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 450 𝑊𝑝 𝑋 92 𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙 𝑋 1744 ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 72.201.600 𝑊ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 𝟕𝟐. 𝟐𝟎𝟏, 𝟔 𝒌𝑾𝒉/𝒕𝒂𝒉𝒖𝒏
Maka diperoleh Performance Ratio sebesar :
𝑃𝑅 = 𝐸𝑦𝑖𝑒𝑙𝑑
𝐸𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 =
65.380 𝑘𝑊ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
72.201,6 𝑘𝑊ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛 = 0,90 ~ 𝟗𝟎%
Dalam perhitungan performance ratio (PR) dari perancangan sistem PLTS
ini diperoleh nilai PR sebesar 90%. Maka sistem ini dapat dikatakan layak untuk
direalisasikan.
62
4.3 Menghitung Estimasi Biaya Awal Sistem PLTS
Dalam sistem pembangkitan terdapat biaya-biaya yang harus dikeluarkan
untuk membuat pembangkit tersebut berjalan dengan baik. Pada sistem PLTS
memiliki biaya investasi yang bisa dikatakan besar tapi dengan biaya operasional
dan pemeliharaan yang relatif rendah atau kecil. Hal tersebut membuat
pembangkit listrik tenaga surya berbeda dengan pembangkit listrik konvensional
yang ada. Berikut tabel rincian biaya investasi awal untuk membangun sistem
PLTS ini :
Tabel 4.6 Estimasi Biaya Komponen
Description Type Quantity Unit Cost/Unit(Rp) Total (Rp)
Main Component
Panel Solar
Longi 450
Wp
LR4-
72HPH-
450M
92 Pcs 1.624.324 149.437.808
Inverter
Huawei 20
kW
SUN2000-
20KTL-M0
2 Pcs 14.106.512 28.213.024
Mounting System
Tiles Roof Hook
Mounting System
368 Set 35.374 13.017.632
Switch Gear
Tibox AC Combiner Box
600x600x200
1 Pcs 3.740.000 3.740.000
MCCB Schneider 3p
100A
1 Pcs 1.139.600 1.139.600
AC SPD Schneider 3p 40
kA
1 Pcs 1.609.608 1.609.608
CT 100/5A 3 Pcs 69.300 207.900
kWh Meter Huawei
DTSU666-H (Include
Shipping)
1 Pcs 2.973.377 2.973.377
Cable & Connectors
63
Supreme NYY 4x6 sqmm
(Inverter to AC Combox)
100 Meter 72.000 7.200.000
Supreme NYY 4x25
sqmm (AC Combox to
Distribution Panel)
50 Meter 170.000 8.500.000
MC4-Connector 90 Pair 8.103 729.270
Equipment Grounding 1 Set 5.000.000 5.000.000
Installation Accessories 1 Set 22.000.000 22.000.000
Services 45.000.000
Total Rp. 288.768.219,00
Rancangan biaya pada tabel 4.4 dapat dipengaruhi oleh fluktuasi nilai
dollar sehingga dapat membuat harga komponen tersebut berubah dan
mempengaruhi besar kecilnya biaya investasi awal perancangan sistem PLTS
karena sebagian besar dari komponen sistem PLTS tersebut merupakan
komponen yang di impor dan menggunakan transaksi mata uang dollar.
4.3.1 Menghitung Biaya Operasional dan Pemeliharaan
Biaya operasional dan pemeliharaan pertahun untuk PLTS umumnya
diperhitungkan sebesar 1-2% dari total biaya investasi awal (Lazou dan
Papatsouris, 2000; Abdel dan Gani, 2008). Berdasarkan acuan ini maka besar
presentasi untuk biaya operasional dan pemeliharaan per tahun PLTS sebesar 1
%. Penentuan angka 1% didasarkan karena negara Indonesia hanya memiliki
dua musim sehingga biaya pembersihan dan pemeliharaan panel surya tidak
sebesar negara yang memiliki empat musim dalam satu tahunnya. Kemudian
tingkat upah tenaga kerja di Indonesia lebih rendah dibandingkan negara maju.
Adapun besar biaya operasional dan pemeliharaan (M) pertahun untuk sistem
PLTS ini sebagai berikut :
𝑀 = 1% 𝑋 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
= 1% 𝑋 𝑅𝑝. 288.768.219,00
= 𝑹𝒑. 𝟐. 𝟖𝟖𝟕. 𝟔𝟖𝟐, 𝟏𝟗/𝒕𝒂𝒉𝒖𝒏
64
Dari perhitungan diatas, maka biaya operasional dan pemeliharaan sistem
PLTS ini sebesar Rp. 2.887.682,19 atau sebesar Rp. 240.640,183 selama satu
bulan.
4.3.2 Biaya Siklus Hidup (Life Cycle Cost)
Sistem PLTS ini direncanakan beroperasi selama 25 tahun, mengacu
kepada spesifikasi modul surya yang digunakan. Besarnya diskonto (i) yang
digunakan untuk menghitung nilai sekarang (present value) adalah 9,57% (suku
bunga kredit Bank Indonesia April 2020). Besar nilai sekarang (present value)
untuk biaya pemeliharaan dan operasional (𝑀𝑃𝑊) sebagai berikut :
𝑃 = 𝐴 [(1 + 𝑖)𝑛 − 1
𝑖 (1 + 𝑖)𝑛]
𝑀𝑃𝑊(𝐴9,57%, 25) = 𝑅𝑝. 2.887.682,19 [(1 + 0,096)25 − 1
0,096(1 + 0,096)25]
= 𝑅𝑝. 2.887.682,19 [8,892
0,950]
= 𝑅𝑝. 2.887.682,19 𝑋 9,360
= 𝑅𝑝. 27.028.705,30
Berikut adalah perhitungan biaya siklus hidup (Life Cycle Cost) untuk
sistem PLTS selama 25 tahun :
𝐿𝐶𝐶 = 𝐶 + 𝑀𝑃𝑊
= 𝑅𝑝. 288.768.219,00 + 𝑅𝑝. 27.028.705,30
= 𝑹𝒑. 𝟑𝟏𝟓. 𝟕𝟗𝟔. 𝟗𝟐𝟒, 𝟑𝟎
Jadi, berdasarkan perhitungan diatas dapat diketahui biaya siklus hidup
(LCC) sistem PLTS ini selama 25 tahun sebesar Rp. 315.796.924,30
4.3.3 Biaya Energi PLTS (Cost of Energy)
Untuk perhitungan biaya energi (COE) ditentukan dengan biaya siklus
hidup (LCC), faktor pemulihan modal (CRF) serta kWh produksi pertahun.
Sebelum itu perlu menghitung faktor pemulihan modal (CRF), berikut
perhitungannya :
𝐶𝑅𝐹 =𝑖(1 + 𝑖)𝑛
(1 + 𝑖)𝑛 − 1
65
=0,096(1+0,096)25
(1+0,096)25−1= 0,107
Untuk mengetahui kWh produksi per tahun PLTS tersebut maka :
𝐴 𝑘𝑊ℎ = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑌𝑖𝑒𝑙𝑑
𝐴 𝑘𝑊ℎ = 65.380 𝑘𝑊ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
Setelah perhitungan LCC, CRF dan kWh produksi per tahun, maka besar
nilai biaya energi (COE) untuk sistem PLTS ini sebagai berikut :
𝐶𝑂𝐸 =𝐿𝐶𝐶 𝑋 𝐶𝑅𝐹
𝐴 𝑘𝑊ℎ
=𝑅𝑝.315.796.924,30 𝑋 0,107
65.380 𝑘𝑊ℎ/𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
= 𝑅𝑝. 516,829/𝑘𝑊ℎ ≈ 𝑹𝒑. 𝟓𝟐𝟎/𝒌𝑾𝒉
Dari perhitungan biaya energi (COE) sistem PLTS ini diketahui bahwa jika ingin
membangkitkan energi/kWh maka membutuhkan biaya sebesar Rp. 520/kWh.
4.4 Analisa Kelayakan Investasi Sistem PLTS
Untuk mengetahui kelayakan investasi maka perlu dari analisa dari sisi
ekonomi sesuai dengan nilai investasi yang dirancang. Analisis tersebut meliputi
beberapa aspek, yaitu Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR),
Benefit Cost Ratio (BCR) dan Payback Period (PP).
4.4.1 Net Present Value (NPV)
Net Present Value digunakan untuk menganalisa tingkat keuntungan dari
suatu nilai investasi proyek. Sistem PLTS atau proyek ini dapat dinilai layak jika
nilai NPV bernilai positif dan tidak layak jika bernilai negatif.
𝑁𝑃𝑉 = ∑𝐶𝑡
(1 + 𝑟)𝑡 − 𝐶𝑜
𝑇
𝑡=1
Dimana :
Ct = Net Cash Inflow selama periode waktu (t)
Co = Total biaya investasi awal
r = Discount rate
t = Rentang waktu investasi
66
Faktor diskonto dengan tingkat diskonto (i) sebesar 9,57% dapat
diperhitungkan sebagai berikut :
𝐷𝐹 = 1
(1 + 𝑖)𝑛
Dimana :
DF = Faktor diskonto
i = Tingkat diskonto (9,57%)
n = Periode dalam tahun
67
Tabel 4.7 Pengolahan Net Present Value (NPV)
Tahun Investasi Benefit O & M Net Cash Flow (Benefit - O&M) DF
(9,57%) PV Investasi PV Net Cash Flow
0 Rp 288,768,219.00 1.00 Rp 288,768,219.00
1 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.912 Rp 28,384,961.51
2 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.832 Rp 25,898,687.50
3 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.760 Rp 23,630,189.33
4 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.693 Rp 21,560,391.72
5 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.632 Rp 19,671,890.26
6 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.577 Rp 17,948,804.98
7 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.526 Rp 16,376,646.88
8 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.480 Rp 14,942,196.06
9 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.438 Rp 13,633,390.56
10 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.400 Rp 12,439,224.97
11 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.365 Rp 11,349,657.82
12 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.333 Rp 10,355,527.21
13 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.304 Rp 9,448,473.73
14 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.277 Rp 8,620,870.19
15 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.253 Rp 7,865,757.47
16 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.231 Rp 7,176,786.01
17 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.210 Rp 6,548,162.42
18 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.192 Rp 5,974,600.75
19 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.175 Rp 5,451,278.06
20 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.160 Rp 4,973,793.85
21 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.146 Rp 4,538,133.07
22 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.133 Rp 4,140,632.37
23 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.121 Rp 3,777,949.24
24 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.111 Rp 3,447,033.98
25 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 0.101 Rp 3,145,103.99
Total Rp 288,768,219.00 Rp 777,747,945.25 Rp 288,768,219.00 Rp 291,300,143.92
68
Dari pengolahan tabel 4.6 menunjukkan bahwa total nilai Present Value
Net Cash Flow yang merupakan hasil perhitungan antara net cash flow (NCF)
dengan Faktor Diskonto (DF) tiap tahunnya sebesar Rp. 271.558.912,30. Maka
dapat diketahui nilai NPV sampai tahun ke – 25 adalah :
𝑁𝑃𝑉 = 𝑃𝑉 𝑁𝑒𝑡 𝐶𝑎𝑠ℎ 𝐹𝑙𝑜𝑤(𝑁𝐶𝐹) − 𝐵𝑖𝑎𝑦𝑎 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
= 𝑅𝑝. 291.300.143,92 − 𝑅𝑝. 288.768.219,00
= 𝑹𝒑 𝟐. 𝟓𝟑𝟏. 𝟗𝟐𝟒, 𝟗𝟐
Dengan nilai Net Present Value sebesar Rp. 2.531.924,92 menunjukkan
bahwa nilai NPV bernilai positif (NPV>0). Maka sistem PLTS atau proyek ini
dapat dikatakan layak untuk diterapkan dan dilaksanakan.
4.4.1 Internal Rate of Return (IRR)
Internal Rate of Return (IRR) adalah indikator tingkat efisiensi dari suatu
investasi. Suatu investasi atau proyek dapat dilaksanakan jika laju
pengembaliannya (rate of return) lebih besar daripada laju pengembalian apabila
melakukan investasi di tempat lain (saham atau bunga deposito bank). Internal
Rate of Return menggunakan acuan bahwa investasi yang dilakukan harus lebih
besar dari minimum acceptable rate of return atau minimum attractive rate of
return. Aturan untuk pengambilan keputusan menggunakan Internal Rate of
Return (IRR) sebagai berikut :
1. Apabila IRR lebih besar dari tingkat biaya modal yang diperhitungkan
maka proyek investasi layak untuk dilaksanakan.
2. Apabila IRR lebih kecil daripada tingkat biaya modal maka sebaliknya
proyek investasi tersebut tidak layak atau ditolak.
69
Tabel 4.8 Pengolahan Internal Rate of Return
Tahun Investasi Benefit O & M Net Cash Flow
(Benefit - O&M) DF 1
(9,57%) PV Net Cash Flow
DF 2 (13%)
PV Net Cash Flow
0 Rp.288,768,219.00 1.00 1.00
1 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.912 Rp 28,384,961.51 0.885 Rp 27,530,900.72
2 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.832 Rp 25,898,687.50 0.783 Rp 24,363,628.95
3 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.760 Rp 23,630,189.33 0.693 Rp 21,560,733.59
4 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.693 Rp 21,560,391.72 0.613 Rp 19,080,295.21
5 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.632 Rp 19,671,890.26 0.543 Rp 16,885,217.00
6 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.577 Rp 17,948,804.98 0.480 Rp 14,942,669.91
7 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.526 Rp 16,376,646.88 0.425 Rp 13,223,601.69
8 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.480 Rp 14,942,196.06 0.376 Rp 11,702,302.38
9 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.438 Rp 13,633,390.56 0.333 Rp 10,356,019.81
10 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.400 Rp 12,439,224.97 0.295 Rp 9,164,619.30
11 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.365 Rp 11,349,657.82 0.261 Rp 8,110,282.56
12 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.333 Rp 10,355,527.21 0.231 Rp 7,177,241.21
13 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.304 Rp 9,448,473.73 0.204 Rp 6,351,540.89
14 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.277 Rp 8,620,870.19 0.181 Rp 5,620,832.65
15 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.253 Rp 7,865,757.47 0.160 Rp 4,974,188.18
16 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.231 Rp 7,176,786.01 0.141 Rp 4,401,936.45
70
17 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.210 Rp 6,548,162.42 0.125 Rp 3,895,518.98
18 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.192 Rp 5,974,600.75 0.111 Rp 3,447,361.93
19 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.175 Rp 5,451,278.06 0.098 Rp 3,050,762.77
20 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.160 Rp 4,973,793.85 0.087 Rp 2,699,790.06
21 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.146 Rp 4,538,133.07 0.077 Rp 2,389,194.74
22 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.133 Rp 4,140,632.37 0.068 Rp 2,114,331.63
23 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.121 Rp 3,777,949.24 0.060 Rp 1,871,089.94
24 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.111 Rp 3,447,033.98 0.053 Rp 1,655,831.80
25 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp
31,109,917.81 0.101 Rp 3,145,103.99 0.047 Rp 1,465,337.88
Total Rp 288,768,219.00 Rp 777,747,945.25
Rp 291,300,143.92 Rp 228,035,230.23
NPV 1 Rp 2,531,924.92 NPV 2 -Rp 60,732,988.77
71
Pada tabel 4.7 diatas menggunakan suku bunga yang diperkirakan akan
memberikan nilai NPV postif diasumsikan 9,57% dengan nilai sebesar Rp.
2.531.924,92 dan selanjutnya diasumsikan suku bunga 13% agar memberikan
nilai NPV negatif sebesar -Rp.60.732.988,77. Untuk menghitung IRR
menggunakan rumus sebagai berikut :
𝐼𝑅𝑅 = 𝑖1
𝑁𝑃𝑉1
(𝑁𝑃𝑉1 − 𝑁𝑃𝑉2)(𝑖2 − 𝑖1)
= 9,57% +2.531.924,92
2.531.924,92−(−60.732.988,77)13% − 9,57%
= 𝟗, 𝟗%
Dari perhitungan diatas, nilai Internal Rate of Return (IRR) adalah 9,9%.
Nilai tersebut lebih besar dari discount rate 9,57%. Maka proyek ini dapat
dikatakan layak untuk dilaksanakan.
4.4.2 Benefit Cost Ratio (BCR)
Benefit Cost Ratio adalah perbandingan antara benefit dan total cost.
Suatu proyek atau sistem PLTS dapat dikatakan layak secara finansial jika nilai
BCR lebih dari 1 yang artinya keuntungan yang diperoleh lebih besar dari biaya
pengembalian investasi.
Pada tabel 4.6 dapat dilihat nilai investasi Rp. 288.768.219,00 dan aliran
dana pendapatan bersih atau PV Net Cash Flow sebesar Rp. 291.300.143,92,
sehingga perhitungan benefit cost ratio sebagai berikut :
𝐵𝐶𝑅 =𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑊𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡
𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑊𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐶𝑜𝑠𝑡
𝐵𝐶𝑅 =𝑅𝑝.291.300.143,92
𝑅𝑝.288.768.219,00
𝑩𝑪𝑹 = 𝟏, 𝟎𝟎𝟗
Berdasarkan perhitungan diatas, maka diketahui nilai BCR adalah 1,009.
Nilai tersebut memenuhi syarat ketika BCR>1 maka proyek atau sistem PLTS ini
dapat dikatakan layak.
4.4.3 Pay Back Period (PBP)
Pay Back Period adalah berapa lama waktu suatu nilai investasi atau
modal yang ditanamkan dalam suatu proyek akan kembali. Pay Back Period
72
digunakan juga untuk mengetahui seberapa cepat modal akan tertutup atas
keuntungan yang diperoleh. Kemudian perhitungan PBP dapat diketahui secara
rinci dengan ratio antara nilai investasi terhadap pendapatan per tahunnya
setelah dikurangi dengan biaya operasional dan pemeliharaan, perhitungan
tersebut sebagai berikut :
𝑃𝐵𝑃 =𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑎𝑠𝑖
𝐴𝑙𝑖𝑟𝑎𝑛 𝐾𝑎𝑠 𝐵𝑒𝑟𝑠𝑖ℎ (𝑁𝐶𝐹)𝑋 1 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
=𝑅𝑝. 288.768.219,00
𝑅𝑝. 31.109.917,81𝑋 1 𝑡𝑎ℎ𝑢𝑛
= 𝟗, 𝟐𝟖𝟐 ≈ 𝟗 𝑻𝒂𝒉𝒖𝒏 𝟑 𝑩𝒖𝒍𝒂𝒏 𝟏𝟏 𝑯𝒂𝒓𝒊
Dari perhitungan diatas dapat diketahui bahwa waktu untuk
mengembalikan modal/investasi pada proyek ini adalah tahun ke 9, sehingga
dapat dikatakan periode pengembalian investasi proyek ini lebih pendek dari
umur proyek, maka bisa dikatakan proyek atau sistem PLTS ini layak.
73
Tabel 4.9 Pengolahan Pay Back Period
Tahun Investasi Benefit O & M Net Cash Flow (Benefit - O&M) Kumulatif Net Cash Flow
0 Rp 288,768,219.00
1 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 31,109,917.81
2 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 62,219,835.62
3 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 93,329,753.43
4 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 124,439,671.24
5 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 155,549,589.05
6 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 186,659,506.86
7 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 217,769,424.67
8 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 248,879,342.48
9 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 279,989,260.29
10 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 311,099,178.10
11 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 342,209,095.91
12 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 373,319,013.72
13 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 404,428,931.53
14 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 435,538,849.34
15 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 466,648,767.15
16 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 497,758,684.96
17 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 528,868,602.77
18 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 559,978,520.58
19 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 591,088,438.39
20 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 622,198,356.20
21 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 653,308,274.01
22 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 684,418,191.82
23 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 715,528,109.63
24 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 746,638,027.44
25 Rp 33,997,600.00 Rp 2,887,682.19 Rp 31,109,917.81 Rp 777,747,945.25
Total Rp 288,768,219.00
74
4.5 Perhitungan pada kWh Exim (Net Metering)
Berikut contoh perhitungan pelaksanaan net metering dengan kWh EXIM
dengan golongan tarif P1/TR 53.000 VA. Dengan asumsi perhitungan sebagai
berikut :
1. Tercatat pada kWh meter, energi yang dikonsumsi oleh pelanggan
tersebut :
a. Stand lalu (N-1) : 1700 kWh
b. Stand sekarang (N) : 2270 kWh
c. Pemakaian : 570 kWh
2. Rekaman energi listrik yang tercatat dari sistem PLTS yang masuk ke
jaringan PLN :
a. Stand lalu (N-1) : 2500 kWh
b. Stand sekarang (N) : 2800 kWh
c. Pemakaian : 300 kWh
Pada point pertama, perhitungan dilakukan menggunakan perhitungan
tagihan listrik pada umumnya, dengan menggunakan tarif P1/TR 53.000 VA
sebesar Rp. 1.467,28 / kWh, menggunakan perhitungan berikut :
kWh export yang harus dibayar = 570 kWh x Rp.1.467,28
= Rp. 836.349,6
Pada point yang kedua adalah besar nilai energi lebih yang hasilkan
sistem PLTS yang masuk ke sistem PLN. Dengan menggunakan tarif P1/TR
53.000 VA sebesar Rp. 1.467,28. Berikut perhitungannya :
kWh impor = 65% x 300 kWh x Rp. 1.467,28
= Rp. 286.119,6
Jadi, besar nilai tagihan yang harus dibayarkan pelanggan tersebut adalah
Rp. 836.349,6 dikurangi dengan Rp. 286.119,6 menjadi Rp. 550.230. Dari
perhitungan tersebut, dapat diketahui bahwa pelanggan tersebut hanya
membayar listrik per bulan kurang lebih tujuh puluh persen (70%) dari tagihan
sebelum memasang sistem PLTS. Dengan menggunakan sistem PLTS dapat
menghemat tagihan listrik kurang lebih sebesar tiga puluh empat persen (34%).
75
BAB V
PENUTUP
5.1 Simpulan
Kesimpulan yang didapatkan dari penelitian ini dengan judul “Studi
Potensi Pemasangan Pembangkit Listrik Tenaga Surya On Grid di Gedung
Perkantoran Polres Takalar” yaitu sebagai berikut :
1. Energi yang dihasilkan sistem PLTS ini dalam satu tahun adalah 65.380
kWh. Dengan besar energi output per harinya pada sistem PLTS sebesar
179,126 kWh, maka potensi energi yang dapat disuplai oleh sistem PLTS
sebesar 35% untuk pemakaian energi harian pada Gedung Perkantoran
Polres Takalar.
2. Perancangan pembangunan sistem PLTS pada atap Gedung Perkantoran
Polres Takalar adalah sistem On Grid menggunakan 92 panel surya merk
Longi LR4 – 72HPH-450M 450Wp, Inverter SUN2000-20KTL-M0
sebanyak 2 buah dengan masing-masing memiliki kapasitas 20 kW dan
satu buah AC Combiner Box yang berisi peralatan proteksi dan
pendukung sistem PLTS ini.
3. Berdasarkan perhitungan, biaya investasi awal untuk sistem PLTS pada
Gedung Perkantoran Polres Takalar adalah Rp. 288.768.219,00, dengan
biaya operasional dan pemeliharaan sebesar Rp. 2.887.682,19 per
tahunnya. Untuk biaya energi (Cost of Energy) sebesar Rp. 520/kWh.
4. Hasil analisa kelayakan investasi menunjukkan NPV bernilai positif
sebesar Rp. 2.531.924,92, nilai IRR yaitu 9,9% dan nilai BCR yaitu 1,009.
Jika nilai NPV, IRR dan BCR menunjukkan nilai positif maka investasi
untuk proyek sistem PLTS ini layak. Untuk periode pengembalian investasi
(Pay Back Period) terjadi pada tahun ke 9 dalam masa operasi proyek.
5.2 Saran
Adapun saran dan masukan terhadap penelitian ini adalah :
1. Pada penelitian selanjutnya diharapkan untuk membahas lebih rinci pada
aspek-aspek lainnya (lingkungan, dll) yang bisa dijadikan penunjang agar
sistem ini dapat di implementasikan.
76
2. Penelitian ini diharapkan agar menjadi contoh dalam penggunaan energi
terbarukan khususnya pada pembangkit listrik tenaga surya, untuk
diterapkan pada gedung-gedung instansi pemerintahan lainnya.
77
DAFTAR PUSTAKA Hariyati, R., Qosim, M. N., & Wasri Hasanah, A. (2019). Konsep Fotovoltaik
Terintegrasi On Grid dengan Gedung STT-PLN. Energi dan Kelistrikan:
Jurnal Ilmiah.
Huawei Technologies Co., L. (2020). Dipetik Juli 10, 2020, dari
https://solar.huawei.com
ing. Bagus Ramadhani, M. (2018). Instalasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya .
Jakarta : Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ)
Islami, N. (2017). BAGAIMANA GOOGLE EARTH MENGUKUR JARAK. Jurnal
Geliga Sains 5(1), Program Studi Pendidikan Fisika FKIP Universitas
Riau .
Janaloka. (2017, Januari 10). Dipetik Juli 5, 2020, dari Janaloka:
https://janaloka.com
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. (2018). Peraturan Menteri
Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 49 Tahun 2018. Jakarta:
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
Labs, F. (2019). Dipetik Juli 10, 2020, dari HelioScope:
https://www.helioscope.com
Laras, D. (2017). Dipetik Juli 6, 2020, dari Staff Site Universitas Negeri
Yogyakarta:
http://staffnew.uny.ac.id/upload/131808670/pendidikan/materi-instalasi-
listrik.pdf
Prambudi, D. N. (2018). PERENCANAAN PEMBANGUNAN PEMBANGKIT
LISTRIK TENAGA SURYA SISTEM OFF GRID PADA PEMUKIMAN
PENDUDUK DI PERKEBUNAN KELAPA SAWIT. Jakarta: Institut
Teknologi PLN.
Rahayuningtyas, A., Intan Kuala, S., & Fajar Apriyanto, I. (2014). STUDI
PERENCANAAN SISTEM PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA
(PLTS) SKALA RUMAH SEDERHANA DI DAERAH PEDESAAN
SEBAGAI PEMBANGKIT LISTRIK ALTERNATIF UNTUK MENDUKUNG
PROGRAM RAMAH LINGKUNGAN DAN ENERGI TERBARUKAN .
Prosiding SNaPP2014 Sains, Teknologi, dan Kesehatan .
S.G., R., & Rangkuti, C. (2016). Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Surya
Di Atap Gedung Harry Hartanto Universitas Trisakti. Jurusan Teknik
Mesin, Fakultas Teknologi Industri, Universitas Trisakti.
Sharma, S., Jain, K. K., & Sharma, A. (2015). Solar Cells: In Research and
Applications. South korea: University of Seoul.
78
Smets, A. H., Jäger, K., Isabella, O., van Swaaij, R. A., & Zeman, M. (2016).
Solar energy, The physics and engineering of photovoltaic conversion,
technologies and systems. Cambridge: UIT Cambridge Ltd.
Solar, L. (2019). Dipetik Juli 9, 2020, dari https://en.longi-solar.com
Zipp, K. (2018). Why array oversizing makes financial. Solar Power World.
79
DAFTAR RIWAYAT HIDUP
a. Data Personal
NIM : 201611303
Nama : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
Tempat, Tanggal Lahir : Ujung Pandang, 11 Februari 2020
Jenis Kelamin : Laki-Laki
Agama : Islam
Status Perkawinan : Belum Kawin
Program Studi : S1 Teknik Elektro
Alamat : Komp. Bumi Batara Gowa, Kecamatan
Somba Opu, Gowa, Sulawesi Selatan
Nomor Telepon : 081387753584
Email : [email protected]
b. Pendidikan
JENJANG NAMA LEMBAGA JURUSAN TAHUN LULUS
SD SDN 1 SUNGGUMINASA - 2009
SMP SMPIT AL-FITYAN SCHOOL
GOWA - 2012
SMA SMAIT AL-FITYAN SCHOOL
GOWA IPA 2015
Demikianlah daftar riwayat hidup ini dibuat dengan sebenarnya.
Jakarta, 24 Juli 2020
Mahasiswa Ybs.
Moh. Miftahul Adhim Mustakim
80
LAMPIRAN - LAMPIRAN
A1
B1
B2
B3
Smart String Inverter
Higher Revenue Max. efficiency 98.65%
Simple & Easy
25 kg
Safe & Reliable Arc fault protection
B4
SUN2000-12/15/17/20KTL-M0
Technical Specification
Technical Specification SUN2000 -12KTL-M0 SUN2000 -15KTL-M0 SUN2000 -17KTL-M0 SUN2000 -20KTL-M0
Efficiency
Max. efficiency 98.50% 98.65% 98.65% 98.65% European weighted efficiency 98.00% 98.30% 98.30% 98.30%
Input
Recommended max. PV power 24,000 Wp 26,880 Wp 26,880 Wp 26,880 Wp Max. input voltage 1,080 V
Start voltage 200 V
Operating voltage range 160 V ~ 950 V
Rated input voltage 600 V
Max. input current per MPPT 22 A
Max. short-circuit current 30 A
Number of MPP trackers 2
Max. number of inputs 4
Output
Grid connection Three phase
Rated output power 12,000 W 15,000 W 17,000 W 20,000 W Max. apparent power 13,200 VA 16,500 VA 18,700 VA 22,000 VA Rated output voltage 220 Vac / 380 Vac, 230 Vac / 400 Vac, 3W + N+PE
Rated AC grid frequency 50 Hz / 60 Hz
Max. output current 20 A 25.2 A 28.5 A 33.5 A Adjustable power factor 0.8 leading ... 0.8 lagging
Max. total harmonic distortion ≤ 3 %
Features & Protections
Input-side disconnection device Yes Anti-islanding protection Yes AC over-current protection Yes AC short-circuit protection Yes AC over-voltage protection Yes DC reverse-polarity protection Yes DC lightning protection Yes AC lightning protection Yes Residual current monitoring unit Yes Arc fault protection Yes Ripple receiver control Yes
General Data
Operation temperature range -25 ~ + 60 °C (-13 °F ~ 140 °F) (Derating above 45 °C @ Rated output power) Relative humidity 0 % RH ~ 100% RH Max. operating altitude 0 - 4,000 m (13,123 ft.) (Derating above 2000 m)
B5
Cooling Natural Convection Display LED Indicators Communication RS485; WLAN via Smart Dongle-WLAN; 4G / 3G / 2G via Smart Dongle-4G Weight (with mounting plate) 25 kg Dimensions (W x H x D) (incl. mounting plate) 525 x 470 x 262 mm (20.7 x 18.5 x 10.3 inch)
Degree of protection IP65
Standard Compliance (more available upon request)
Safety EN/IEC 62109-1, EN/IEC 62109-2
Grid connection standards G98, G99, EN 50438, CEI 0-21, VDE-AR-N-4105, VDE-AR-N-4110, AS 4777, C10/11, ABNT, UTE C15-712, RD 1699,
TOR D4, NRS 097-2-1, IEC61727, IEC62116, DEWA 2.0 SOLAR.HUAWEI.COM/EU/
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C1
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C2
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C3
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C4
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C5
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C6
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C7
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C8
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C9
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C10
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C11
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C12
Lampiran C Data Tagihan Listrik Polres Takalar
C13
D1
Harga Modul Surya Longi LR4 – 72HPH-450M
Harga Inverter Huawei SUN2000-20KTL-M0
D2
Harga AC Combiner Box
Harga Mounting System
D3
Harga MCCB Schneider
D4
Harga Current Tranformer 100/5A
Harga MC4 Connector
D5
Harga Kabel Penghantar
Harga Surge Protection Device
D6
Harga Smart Meter
E1
INSTITUT TEKNOLOGI PLN
LEMBAR BIMBINGAN SKRIPSI
Nama Mahasiswa : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
NIM : 201611303
Program Studi : Teknik Elektro
Jenjang : Strata 1
Pembimbing Utama : Dr. Ir. Supriadi Legino, M.M., M.B.A.,M.A.
Judul Skripsi : Analisis Kelayakan Pemasangan Pembangkit
Listrik Tenaga Surya Sistem On Grid Pada
Gedung Perkantoran Polres Takalar
E2
INSTITUT TEKNOLOGI PLN
LEMBAR BIMBINGAN SKRIPSI
Nama Mahasiswa : Moh. Miftahul Adhim Mustakim
NIM : 201611303
Program Studi : Teknik Elektro
Jenjang : Strata 1
Pembimbing Kedua : Nurmiati Pasra, S.T., M.T.
Judul Skripsi : Analisis Kelayakan Pemasangan Pembangkit
Listrik Tenaga Surya Sistem On Grid Pada
Gedung Perkantoran Polres Takalar
Top Related