Kinerja Sub-sistem PVpada Smart Micro Grid Sumba

I. PENDAHULUAN
Demo plant SMG Sumba ditujukan sebagai tempat untuk pengkajian penetrasi pembangkit energi baru terbarukan (EBT) kejala-jala dengan skala penetrasi yang cukup besar. Pembangkit EBT yang digunakan pada kajian ini adalah pembangkit dari sel (modul) fotovoltaik dengan kapasitas daya terpasang sebesar 500 kWp.
                                          Gbr 1. Skematik sistem “smart micro grid ” di Kab. Sumba Barat Daya

Karena karakteristik pembangkit listrik dari fotovolatik (PV) yang intermittent, yakni sangat bergantung kepada intensitas cahaya yang datang, maka ketika diintegrasikan ke jala-jalaharus di-backup oleh sumber pembangkit atau penyimpan energi yang mampu mensubtitusi penurunan daya yang dihasilkan modul PV dengan segera. Pada sistem SMGSumba, sebagai backup dari sub-sistem PV digunakan sub-sistem penyimpan energi, berupa flow baterai VRB (Vanadium Redox Battery) dengan kapasitas 500 kWh yang dilengkapi dengan PCS (Power Conversion System) berkapasitas 2×240 kW. Selain sub-sistem baterai, pada SMG Sumba juga dilengkapi backup berupa pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD), yaitu smart genset yang dilengkapi fitur untuk kendali jarak jauh, kapasitas genset yang dipasang sebesar 2×135 kVA.
Untuk mengintegrasikan ke tiga sub-sistem, yakniPV, baterai, dan smart gensetke jala-jala diperlukan sis

tem monitoring dan kontrol yang memadai.Oleh karena itu pada Sistem SMG digunakan teknologi ICT (Information & Control Technology). Selanjutnya sub-sistem ini dikenal dengan SCADA (Supervisory Control and Accusition Data) yang berfungsi memonitor semua sub-sistem SMG Sumba dan juga sistem kelistrikan PLN Sumba Barat (PLTD Waitabula, PLTD Waikabubak, dan PLTMH Lokomboro)

Pada Gbr. 1 ditunjukkan secara skematik sistem “smart micro grid” yang dibangun pada sistem kelistrikan Kabupaten Sumba Barat Daya.Sistem yang dibangun terdiri atas pembangkit listrik dari sumber energi terbarukan, yakni PLTS dan PLTMH yang masing-masing berlokasi di Bilacenge dan Lokomboro, pembangkit listrik konvensional (PLTD) yang berlokasi di daerah Waitabula dan Waikabubak, sub-sistem penyimpanan energi listrik (battery bank, VRB), sub-sistem pengendali (controller), dan sisi pengguna (konsumen). Keseluruhan sub-sistem dikendalikan atau dikontrol melalui media satelit (VSAT) yang terpusat di daerah Bilacenge, yakni lokasi pembangunan sub-sistem PLTS.

PLTMH yang berada di Lokomboro terkoneksi dengan PLTD Waikabubak. Saat ini antara Waitabula dan Waikabubak telah terhubung pada sistem tegangan 20 kV, sehingga sistem kelistrikan di Sumba Barat telah didukung oleh ketiga sistem pembangkit. Pada tahun 2011 mulai dibangun PLTS Bilacenge dengan kapasitas photovoltaic sebesar 500 kWp. Pada tahun 2013 sistem PLTS Bilecenge diserahterimakan operasinya kepada PLN. Pembangunan jalur transmisi 20 kV untuk menghubungkan Sumba Timur dengan Sumba Baratsedang berlangsung.Pada Tabel I diperlihatkan pembangkit listrik yang berada di Sumba Barat.

TABEL I
PEMBANGKIT LISTRIK DI SUMBA BARAT.


Pembangkit /
Lokasi Jumlah Pembangkit Daya Mampu (kW) Keterangan
PLTD Waikabubak 9 genset 2300 8 PLN, 1 sewa
PLTD Waitabula 6 genset 2170 2 PLN, 2 sewa, 2 BPPT
PLTMH Lokomboro 5 generator 2200 5 PLN
PV System 1 unit 500 kWp Dibatasi 30%
Storage (VRB) 1 unit 2 x 240 DOD 80%

Pada saat awal pembangunan program SMG di Sumba (2010) telah dilakukan studi beban untuk PLTD Waitabula. Pada 2010 PLTD Waitabula dan PLTD Waikabubak belum terhubung (interkoneksi), terukur bahwa besarnya beban dasar sekitar 800 kW dan beban puncak 1500 kW. Pada 16 Juni 2013, tercatat beban dasar menjadi 1250 kW dan beban puncak sekitar 2100 kW. Pada 2014 beban dari sistem Sumba terus bertambah, tercatat beban puncak harian sebesar 4,1MW seperti ditunjukkan pada Gbr.2.

                                                    Gbr 2. Kurva beban harian sistem Sumba Barat 2014

Dengan adanya interkoneksi antara sistem Waitabula dan sistem Waikabubak, maka sistem jaringan kelistrikan menjadi jauh berbeda dari awal rencana pembangunan demo plantsmart micro grid Sumba. Jumlah pembangkit semakin bertambah dan beban juga semakin meningkat, ditambah lagi dengan belum berfungsinya sub-sistem baterai yang menyebabkan penetrasi PLTS dibatasi 30% dari kapasitas totalnya, sehingga prosentasi penetrasi PLTS ke jala-jala menjadi relatif kecil.

II. SUB-SISTEM PLTS

2.1 Array PV
Setiap array PV tersusun dari 6 unit modul PV terhubung seri. Jenis sel PV yang digunakan adalah silicon amorf (a-Si) menggunakan teknologi double junctions (a-Si/µc-Si) dengan konversi efisiensi sekitar 10%. Spesifikasi setiap modul PV diperlihatkan pada Tabel II.

TABEL II
SPESIFIKASI MODUL PV THIN FILM PADA SMART MICRO GRID


No. Parameter Spesifikasi
1. Daya nominal 110 W
2. Tegangan open circuit (Voc) 126,5 V
3. Arus short circuit (Isc) 1,45 A
4. Tegangan maksimum (Vmp) 93,6 V
5. Arus maksimum (Imp) 1,17 A
6. Tegangan maksimal sistem 1000 V
7. Dimensi (pxlxt) cm 130x110x0,68
8. Bobot per-modul PV 23 kg

Setiap 38-40 unit array PV terhubung paralel pada bus DC di dalam combiner box yang menghasilkan Voc sekitar 759 volt, dan Isc sebesar 55 ampere, dan daya keluaran sekitar 25 kWp. Jumlah combiner box terpasang ada 20 unit, sehingga total daya sub-sistem PLTS sebesar 500 kWp. Pada setiap 2 unit combiner box diparalelkan dalam 1 unit collectionbox, sehingga ada 10 unit collection boxyang terpasang tepat di sebelah combiner box. Dan setiap 2 unit collection box dengan daya keluaran 100 kWp terhubung paralel pada input inverter tipe grid tied dengan kapasitas 100 kW dan tegangan kerja pada rentang (450-850) volt DC. Dengan demikian terdapat 5 unit inverter yang terpasang di ruang kontrol.Inverter dilengkapi fitur sinkronisasi ke jala-jala pada sistem tegangan 400 VAC serta mempunyai fitur anti islanding jika terjadi masalah pada jala-jala, inverter akan otomatis OFF / lepas dari jala-jala untuk memastikan keamanan jala-jala dan operator yang akan memperbaiki permasalahan yang terjadi pada jala-jala. Keluaran listrik kelima inverter dialirkan ke jaringan menengah 20 kV melalalui trafo step up 630 kVA.

Pada Gbr. 3 dan 4 diperlihatkan array PV a-Si/µc-Si dan ke 5 unit inverter tipe grid tied. Penyusunan rangkaian seri/parallel dari modul PV mengacu pada spesifikasi inverter, selanjutnya disesuaikan dengan spesifikasi elektrik dari modul PV. Instalasi sistem PLTS 500 kWp jenis thin film ini merupakan yang pertama di Indonesia, dan menjadi tugas BPPT untuk melaksanakan kajian terhadap kinerjanya untuk kondisi / cuaca di Indonesia.


Gbr 3. Array PV jenis a-Si/µc-Si kapasitas daya 110 Wp per-modul


Gbr 4. Kelima unit inverter tipe grid tied (@ 100 kW)

2.2 Kinerja Sub-sistem PV
1) Pada Awal Pengoperasian
Saat awal peresmian SMG Sumba pada 2012, sub-sistem PV dioperasikan penuh sesuai mode MPPT (maximum power point tracker) atau mode tanpa pembatasan daya (100%). Pada layar LCD setiap inverter menunjukkan daya keluaran yang hampir sama, yakni daya input PV sekitar 106 kW yang menghasilkan daya output AC sekitar 99,7 kW yang disalurkan ke jala-jala. Jadi tercatat pada 11 Mei 20012, jam 10:21 sub-sistem PV mampu menghasilkan daya keluaran hampir 500 kW dari kelima unit inverter, seperti terlihat pada Gbr. 5. Parameter lainnya, seperti arus dan tegangan pada sisi grid, frekuensi, lama waktu pengoperasian inverter pada hari tersebut, dapat dilihat pada gambar yang sama.

Gbr 5. Output parameter pada salah satu LCD inverter

Suplai daya sub-sistem PLTS yang relatif stabil pada angka 500 kW dari keluaran kelima unit inverter pada siang hari cerah mulai sekitar jam 10 hingga sore hari pada jam 14:30 sangat membantu penyediaan energi listrik di Kab. Sumba Barat Daya yang mempunyai beban dasar pada siang hari sekitar 1500 kW seperti ditunjukkan pada Gbr.2. Namun demikian permasalahan timbul pada saat cuaca berubah dengan cepat, seperti munculnya awan yang menghalangi sinar matahari ke permukaan sel PV. Hal ini akan menurunkan keluaran daya PV yang signifikan dan secara tiba-tiba. Bila berkurangnya energi listrik ini mencapai 200-300 kW maka diesel PLN tidak akan mampu menutupi kekurangan listrik tersebut dengan seketika. Seharusnya kekurangan daya listrik secara tiba-tiba ini harus diatasi oleh baterai VRB.

Namun demikian fungsi VRB ini sejak awal pembangunan telah bermasalah, sehingga belum mampu berfungsi sebagaimana disain awal. Hal seperti ini dapat mengakibatkan kondisi suplay dan demand tidak seimbang sehingga dapat menimbulkan pemadaman pada jaringan secara keseluruhan. Situasi seperti ini tentunya tidak diharapkan berulang kali terjadi oleh pihak PLN setempat sehingga diputuskan keluaran daya PV dibatasi pada 30% dari kapasitas maksimalnya, yakni sekitar 150 kW. Pembatasan angka ini akan tetap terjaga oleh sub-sistem PV meskipun terjadi perubahan intensitas cahaya yang cukup signifikan, artinya sub-sistem PV akan tetap mampu memberikan keluaran dayalistrik sekitar 150 kW.

2) Penurunan Kinerja Array PV
Penurunan kinerja array PV diketahui setelah dioperasikan hampir 2,5 tahun. Hal ini ditunjukkan dengan penurunan angka tegangan kerja array PV seperti diperlihatkan pada Gbr 6.Inverter dioperasikan penuh, artinya pembatasan keluaran daya 30% dikembalikan ke 100%. Pada kondisi cuaca yang cerah dengan intensitas cahaya yang hampir sama dengan yang dihasilkan pada Gbr.5, keluaran daya pada Gbr.6 hanya menghasilkan 47 kW pada nilai tegangan kerja inverter 453 VDC. Sementara itu dari Gbr.5 di atas terlihat jelas bahwa keluaran daya 106 kW dihasilkan pada tegangan kerja inverter 494 VDC. Telah terjadi penurunan (degradasi) nilai tegangan sistem PV yang cukup tajam yang mengakibatkan pula nilai keluaran dayanya turun secara signifikan.Nilai tegangan yang ditunjukkan inverter di atas pada angka 453 VDC merupakan angka kritis batas bawah inverter, yakni 450 VDC. Artinya bila tegangan operasional array PV kurang dari 450 VDC maka inverter secara otomatis akan “melepaskan diri” dari jala-jala.

Gbr 6. Penurunan kinerja array PV

Diperkirakan salah satu faktor utama yang menyebabkan penurunan keluaran daya array PV yang cukup drastis adalah tidak dipasangnya “pole negative” array PV ke pentanahan (grounding) untuk beberapa waktu yang cukup lama (sekitar 6 bulan). Dari hasil studi literatur menunjukkan adanya kerusakan pada lapisan TCO pada permukaan sel PV akibat pole negative array PV jenis a-Si yang tidak ditanahkan.Kejadian ini dapat menimbulkan muatan listrik yang berlebihan pada permukaan sel PV sehingga mengakibatkan rusaknya lapisan TCO pada permukaan sel PV.Lapisan TCO ini berfungsi sebagai lapisan anti refleksi sekaligus sebagai lapisan konduktor transparan yang mengalirkan elektron-elektron yang dihasilkan sel PV ke elektroda negative sel.

Penurunan kinerja array PV ini sangat mempengaruhi kualitas daya pada sisi jala-jala, karena inverter menjadi sering “lepas” atau OFF line dari jala-jala bila inverter dioperasikan maksimal (tidak ada pembatasan keluaran daya).Untuk mengatasi kondisi seperti ini maka keluaran daya array PV harus dibatasi kembali pada angka sekitar 30%, agar nilai tegangan operasionalnya berada di atas batas minimum tegangan kerja inverter (>450 VDC).

3) Re-wiring Array PV
Dalam usaha untuk meningkatkan kinerja array PV maka telah dilakukan re-wiring array PV. Semula 1 unit array PV tersusun dari 6 unit modul PV terhubung seri, dengan re-wiring maka 1 unit modul PV ditambahkan ke setiap unit array PV yang lama. Re-wiring hanya dilakukan khusus untuk array PV yang terkoneksi dengan inverter nomor 5 dengan kapasitas daya 100 kWp.Dengan adanya re-wiring ini ada tersisa modul PV sebanyak 5 unit yang tidak terpakai. Hasil keluaran daya inverter 5 setelah re-wiring array PV dibandingkan dengan keluaran daya inverter 3 yang diukur pada waktu yang bersamaan diperlihatkan pada Tabel 3. Terlihat jelas dari tabel, pada saat kedua inverter di-setting pada keluaran daya 35%, maka tegangan operasi VDC inv. 5 jauh lebih tinggi dari inv. 3 dengan array PV yang belum di re-wiring, artinya tegangan kerja inv. 5 jauh lebih aman dari inv. 3 jika dikaitkan dengan nilai batas bawah tegangan operasi inverter (450 VDC).

Terlihat jelas pula keluaran daya kedua jenis inverter hampir sama meskipun ada selisih 5 unit modul PV tersisa pada inv. 5 yang tidak terpasang. Setidaknya ada 2 kelebihan dari hasil re-wiring array PV tersebut, yakni keluaran energi listrik inv.5 lebih besar dibandingkan inv.3 untuk rentang waktu pengoperasian inverter yang sama, yakni masing-masing menunjukkan angka 9,0 kWh dan 6,8 kWh, dan untuk pengoperasian tegangan kerja inverter yang sama sekitar 455 VDC inv.3 menunjukkan keluaran daya sekitar 36 kW, sementara itu inv.5 menunjukkan angka 48 kW.

TABEL III PERBANDINGAN PARAMETER LISTRIK KELUARAN PADA LAYAR LCD INVERTER 3 DAN 5


I t e m Inv. 3 Inv. 5
Teg. Operasi VDC 495,8 V 602,8 V
Nilai Arus 69,1 A 55,4 A
Output Power 32,3 kW 32,1 kW
Output Energy 6,8 kWh 9,0 kWh

Perbedaan energi listrik yang dihasilkan dari kedua inverter tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut. Pada saat setting keluaran daya 35%, bukan berarti tegangan operasi kedua inverter konstan pada angka 495,8 V dan 602,8 V. Munculnya awan yang tiba-tiba, akan menurunkan tegangan array PV yang cukup tajam. Contohnya penurunan tegangan sekitar 60 V karena pengaruh awan, menghasilkan tegangan kerja inv.3 menjadi 435,8 V, dan angka ini sudah menyebabkan inv.3 melepaskan diri dari grid (OFF line). Sementara itu penurunan tegangan kerja inv.5 menjadi 542,8 V, angka ini masih di atas nilai ambang batas minimal kerja inverter 450 V, sehingga inv.5 tetap bekerja. Sementara itu inv.3 masih pada posisi menunggu awan menghilang agar tegangan array PV kembali meningkat, dan inv.3 membutuhkan waktu untuk sinkronisasi kembali dengan jala-jala (ON line).

Hasil re-wiring juga belum mampu mengatasi permasalahan seringnya inverter lepas dari jala-jala(Off Line) karena batas ambang minimal tegangan kerja inverter (450 VDC) masih sering terlampaui meskipun frekuensinya tidak sesering inverter dengan array PV yang belum dilakukan re-wiring. Pada Gbr.7 diperlihatkan kurva keluaran daya inv.5 terkoneksi array PV yang telah di re-wiring. Terlihat dengan jelas, inverter masih sering lepas dari jala-jala meskipun keluaran daya inv.5 dibatasi pada tingkat 50%.

Gbr.7. Kurva keluaran daya inv.5 yang menunjukkan masih seringnya inverter lepas dari grid.

4) Pemeriksaan Kurva I-V modul PV
Untuk mengetahui dengan pasti telah terjadi degradasi pada keluaran listrik modul PV, maka dilakukan pengukuran karakteristik arus-tegangan modul a-Si/µc-Si di laboratorium B2TKE menggunakan Sun Simulator pada kondisi STC. Hasil-pengukuran selanjutnya dibandingkan dengan pengukuran pada kondisi yang sama saat awal modul PV tersebut difabrikasi di AURIA (Taiwan). Hasil pengukuran karakteristik I-V di B2TKE-BPPT diperlihatkan pada Gbr.8, sedangkan pada Tabel IV ditunjukkan perbandingan parameter listrik keluaran modul PV tersebut saat awal pembuatan 2011, dan saat telah digunakan pada awal 2016, serta spesifikasi sesuai label yang tertempel pada bagian belakang modul PV.

 

Gbr.8. Karakteristik arus-tegangan (I-V) modul PV a-Si/µc-Si yang diukur pada 7 Maret 2016

TABEL IV PERBANDINGAN HASIL PENGUKURAN DAN SPESIFIKASI


MODUL PV A-SI/µC-SI
Hasil Ukur/ Spesifikasi

Isc(A) Voc (V) Imp (A) Vmp (V) Pm (W) FF
16 Agust’ 2011
(Auria-Taiwan)        1,57 125,4 1,37 91,4 125 0,63
Pada Label            1,45 126,5 1,17 93,6 110 0,59
7 Maret 2016
(B2TKE-BPPT)      1,46 118,3 1,10 79,2 88,3 0,50

Dari Tabel IV, terlihat jelas perbedaan angka dari hasil pengukuran langsung di Auria-Taiwan, khususnya keluaran daya (Pm = 125 W) dengan angka spesifikasi pada label (Pm = 110 W). Perlu dicatat bahwa modul PV a-Si/µc-Si pada proses pembuatannya telah mengalami proses annealing di dalam ruang (chamber), artinya karakteristik listrik modul PV telah berada pada kondisi stabil. Bila mengacu kepada hasil pengukuran dengan Sun Simulator, maka modul PV a-Si/µc-Si setelah dioperasikan sekitar 4,5 tahun telah mengalami degradasi keluaran daya listrik sekitar 29,3%, dan apabila dibandingkan dengan spesifikasi teknis sesuai label maka penurunannya sekitar 19,7%. Penurunan ini jelas terlihat melalui parameter yang dikenal dengan faktor kurva (FF, Fill Factor)dimana FF=0,50 menunjukkan bentuk kurva I-V modul PV yang lebih landai dibandingkan dengan nilai FF=0,63 yang diperoleh dari hasil pengukuran saat awal pembuatan modul PV. FF dengan nilai mendekati 1, merupakan bentuk kurva yang mendekati sempurna.

5) Energi Listrik Hasil Array PV
Hingga saat ini energi listrik yang disalurkan ke jala-jala dari array PV 500 kWp pada SMG Sumba cukup besar. Meskipun dalam perjalanan pengoperasian SMG Sumba beberapa kali mengalami kendala kerusakan komponen sehingga pada selang waktu tertentu sistem SMG dinonaktifkan untuk perbaikan. Selain itu dengan belum diserahterimakannya pengoperasian SMG Sumba ke PLN setempat mengakibatkan tidak adanya personil PLN yang ditempatkan di pusat kontrol SMG di Bilacenge untuk pengoperasian yang lebih optimal.

Sejak awal pengoperasian hingga 7 Pebruari 2014, sesuai dengan angka yang tercatat pada LCD ke 5 unit inverter menunjukkan array PV telah menghasilkan energi listrik total sebesar 126.833 kWh. Sementara itu dari alat ukur (kWh meter) baru yang dipasang sejak Juli 2014, seperti terlihat pada Gbr.9, menunjukkan energi listrik yang telah disalurkan ke jala-jala hingga April 2016 sekitar 242,727 kWh. Sementara itu data keluaran energi array PV dari Pebruari hingga Juni 2014 belum tercatat karena ada penggantian LCD dan perbaikan ke 5 unit inverter. Bila dihitung berdasarkan data tersebut diatas, maka perkiraan jumlah energi listrik yang dihasilkan sub-sistem PLTS sebesar 369 MWh. Bila diasumsikan nilai energi listrik dari PLTS setara dengan US$ 25 centper-kWh, maka sub-sistem PV telah menhasilkan uang sekitar Rp. 1,245 M.

Gbr.9. KWh meter terpasang di SMG Sumba sejak Juli 2014

III. KESIMPULAN
Dari penjelasan yang telah diuraikan di atas, maka dapat ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut:

1. Sub-sistem PV pada sistem SMG Sumba telah memberikan kontribusi energi yang cukup signifikan pada sistem kelistrikan di Kab. Sumba Barat Daya, meskipun secara keseluruhan sistem SMG Sumba belum mampu memberikan kontribusinya secara optimal karena adanya permasalahan pada sub-sistem baterai VRB.
2. Penerapan sel PV jenis thin film pada sistem SMG Sumba menunjukkan kita masih perlu banyak belajar dengan teknologi sel PV jenis thin film ini karena munculnya banyak permasalahan di lapangan, seperti masalah instalasi, penurunan karakteristik arus-tegangan, dan responnya yang peka terhadap perubahan cuaca/awan.
3. Dari hasil evaluasi SMG Sumba ini juga menunjukkan bahwa penerapan baterai VRB kurang tepat diterapkan pada sistem kelistrikan di daerah dengan kemampuan pembangkit yang terbatas, karena VRB membutuhkan charging setiap waktu, sehingga akan menimbulkan masalah pada waktu malam hari saat beban puncak.

oleh : Kholid Ahmad

spacer

Leave a reply