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 : mohadhim98@gmail.com

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