Pengujian Smart Micro Grid Sumba

Pengujian Smart Micro Grid
Sumba
TEKNOLOGI KONVERSI DAN KONSERVASI ENERGI
TEKNOLOGI INFORMASI, ENERGI DAN MATERIAL
BADAN PENGKAJIAN DAN PENERAPAN TEKNOLOGI
2013
ISBN 978-602-1124-01-7
Pengujian Smart Micro Grid SumbaTahun 2013
PENGARAH
Dr. Ir. Marzan Aziz Iskandar, M.Sc.
Kepala BPPT
Dr. Ir. Unggul Priyanto, M.Sc.
Deputi Kepala Bidang TIEM
PENANGGUNG JAWAB
Dr. M.A.M. Oktaufik, M.Sc.
Direktur PTKKE
TIM PENYUSUN
Ir. Andhika Prastawa, MSEE.
Dr. Kholid Akhmad.
A. W. Syamroni, ST, MT.
Dr. FerdiArmansyah.
Ir. Nur Aryanto Aryono.
Ir. Slamet Rahardjo, M.Eng.
Dr. Oo Abdul Rosyid.
Prof. Dr. Ir. Hamzah Hilal, M.Sc.
Drs. SofyanAgus Safari.
AgusSuhendra, A.Md.
INFORMASI
Bidang Rekayasa Sistem
Pusat Teknologi Konversi dan Konservasi Energi (PTKKE)
Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi
Gedung 625, Klaster Energi, Puspiptek, Serpong
Tlp. (021) 75791366
Fax. (021) 75791366
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
DAFTAR ISI
Kata Pengantar........................................................................................................ i
Daftar Isi................................................................................................................... iii
Daftar Gambar......................................................................................................... v
Daftar Tabel............................................................................................................. vii
Bab I
PENGUJIAN SISTEM FOTOVOLTAIK (PLTS) ................................. 1
1.1
Pendahuluan..................................................................................
1
1.2
Gambaran Umum............................................................................... 2
1.2.1 Sub-sistem PV pada smart micro grid -Sumba....................... 2
1.2.2 Karakteristik listrik dan mekanik modul PV A:Si/µc-Si............. 5
1.2.3 Penyangga array PV (module Support)..............................
6
1.2.4 Panel combiner box……………………………………............ 7
1.2.5 Kabel array PV dan kabel power…………………….............
8
1.2.6 Panel distribusi PLTS…………………………………............. 9
1.2.7 Pentanahan…………………………………………….............. 10
1.3
Data Pengukuran.......................................................................11
1.3.1 Pengukuran open-circuit voltage (V oc )………………................
11
1.3.2 Pengukuran resistansi grounding ………………….…..............
13
1.3.3 Kesesuian nilai pengukuran………………………….….............. 13
1.4
Temuan-Temian Di Site Sistem PLTS..........................................15
1.4.1 Modul PV retak…………….………………………….….............. 15
1.4.2 Bypass diode modul PV terbakar………….………….….............. 15
1.4.3 Kawat grounding dan kabel modul PV.……………….….............. 17
1.4.4 Kebakaran pada combiner box……………………….….............. 18
1.4.5 Instalasi kabel array PV………………………….…..................... 19
BPPT-PTKKE
iii
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
1.5
2013
Analisis…………………………………...........................................21
1.5.1 Tegangan kerja sistem PV…………………….…..................... 21
1.5.2 Resistansi grounding………………………….….....................
21
1.5.3 Alat ukur perlu kalibrasi………………………….…..................... 22
1.5.4 Modul PV retak…..……………………………...….................... 22
1.6
Bab II
1.5.5 Kawat grounding……………………………...…....................
22
1.5.6 Blocking dioda pada combiner box…..………...…....................
22
Rekomendasi.…………………………...........................................23
PENGUJIAN SISTEM BATERAI DAN PCS...................................... 24
2.1
Pendahuluan...................................................................................
24
2.2
Gambaran Umum Sistem Penyimpanan............................................ 25
2.2.1 Konfigurasi sistem penyimpanan VRB Sumba....................... 26
2.2.2 Spesifikasi sistem VRB Sumba.............................................. 28
2.2.3 Prinsip kerja VRB………… ................................................
28
2.2.4 Stack dan modul VRB….. ..................................................
30
2.2.5 Pump module……………...................................................
31
2.2.6 Electrolyte tank module……................................................... 32
2.2.7 VRB-ESS control system…................................................... 32
2.2.7.1 Pump driver cabinet….............................................. 33
2.2.7.2 Cabinet……………….............................................
34
2.2.8 HMI software operation…...................................................
34
2.2.9 Communication with SCADA system..................................... 36
2.3
Data Pengukuran…………………….............................................
37
2.3.1 Data pengujian awal…………………………........................
37
BPPT-PTKKE
iv
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
2.3.2 Pengujian SOP 2…..…………………………........................
38
2.3.2.1 Proses pre-charging….............................................. 38
2.3.2.2 Proses initial charging….............................................. 39
2.3.2.3 Proses charging……..............................................
39
2.3.2.4 Start SOP 2…......................................................
40
2.3.2.5 Beban Kodi……..……..........................................
41
2.3.3 Pemakian energy sendiri VRB………………........................ 41
2.4
Analisis………….…………………….............................................
41
2.4.1 Status operasi……………..…………………........................
41
2.4.2 Energy balance ……………..…………………........................ 42
2.5
Kesimpulan……….……………………............................................. 42
2.6
Rekomendasi…….…………………….............................................
Bab III
43
PENGUJIAN SISTEM KELISTRIKAN DAN SMART GENSET.......... 44
3.1
Pendahuluan..................................................................................... 44
3.2
Gambaran Umum……….............................................................
44
3.2.1 Data elektrik Sumba bagian Barat…………........................
44
3.2.2 Saluran transmisi ………..……………………......................46
3.2.3 Kurva beban harian ……..……………………......................46
3.2.4 Single line diagram……..……………………........................46
3.2.5 PLTS Bilacenge ..………..……………………......................47
3.2.6 VRB storage ……………..……………………......................47
3.3
Sistem Pembangkit Disel (PLTD)…........................................... 51
3.3.1 Penjelasan umum ...……..…………………….....................51
3.3.2 Sistem starting dan sistem pengisian…….........................52
3.3.3 Kapasitas pembangkit....…………………….......................52
BPPT-PTKKE
v
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
3.4
2013
Smart Grid Controller…………………...........................................52
3.4.1 Algoritma energy management system.................................... 52
3.4.2 Energy management system.............................................
53
3.4.3 Diagram alir sistem kendali smart grid.................................... 53
3.5
Kinerja/Analisa…………………..……...........................................58
3.6
Kesimpulan….…………………..……...........................................60
3.7
Rekomendasi………………………….. ........................................
Bab IV
4.1
60
PENGUJIAN SISTEM SCADA DAN MONITORING......................... 62
Pendahuluan…………….................................................................
62
4.1.1 Sistem SCADA pada kelistrikan............................................. 62
4.1.2 Topologi Sistem SCADA…..............................................
63
4.1.2.1 SCADA generasi pertama (monolithic)....................... 63
4.2
4.1.2.2 SCADA generasi kedua (distribute)........................
64
4.1.2.3 SCADA generasi ketiga (networked).......................
65
Gambaran Umum (General Description)…………..........................
66
4.2.1 Uraian singkat sistem smart micro grid Sumba (SMGS)......... 66
4.2.2 Komponen utama sistem SMGS............................................ 69
4.2.2.1 Master station/master terminal unit (MTU)................. 70
4.2.2.2 Remote terminal unit (RTU)………………................. 71
4.2.2.3 Instrumentasi lapangan…..………………................. 71
4.2.2.4 Jaringan (link) komunikasi ……………….................
73
4.2.2.5 Perangkat lunak/software ………………..................
77
4.2.3 Algoritma kontrol sistem SCADA SMGS................................ 78
4.2.3.1 Rentang waktu 06.00 - 18.00 (PV support cycle)....... 78
4.2.3.2 Rentang waktu 18.00 - 18.50 (standby cycle 2)........ 79
4.2.3.3 Rentang waktu 18.50 - 20.50 (peak load cycle)........ 79
BPPT-PTKKE
vi
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
4.2.3.4 Rentang waktu 20.50 - 06.00 (standby cycle 1B)........ 79
4.3
Sistem MMI/HMI SCADA SMGS (MMI/HMI SMGS SCADA system) 84
4.3.1 Bagian sub-station SMGS....................................................
87
4.3.1.1 Home………………………………………………........ 87
4.3.1.2 Overview..…………………………………………........ 88
4.3.1.3 PLTS (photovoltaic) sub-station.…………………........ 88
4.3.1.4 VRB (storage) sub-station.………………………........ 91
4.3.1.5 PLTD Waitabula sub-station….…………………........ 92
4.3.1.6 PLTMH Lokomboro sub-station…………………........ 94
4.3.1.7 PLTD Waikabubak sub-station…………………........ 95
4.3.1.8 Load sheeding………………….…………………........ 96
4.3.1.9 Energy management system (EMS)……………........ 97
4.3.1.10 Alarm…………………………..…………………........ 98
4.3.1.11 Event…………………………..…………………........ 98
4.3.1.12 Trend…………………………..…………………........ 99
4.3.1.13 Data history….………………..…………………........ 100
4.4
Kesimpulan Dan Saran…………………..………….......................... 101
4.4.1 Kesimpulan…………….....................................................
102
4.4.2 Saran……..…………….....................................................
102
Daftar Pustaka ……………………………………………………………………………103
BPPT-PTKKE
vii
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
KATA PENGANTAR
Pada saat sekarang ini, kualitas daya (power quality) dan keandalan menjadi isu kunci bagi
penyedia, distribusi, dan konsumen tenaga listrik.
Untuk meningkatkan keandalan dan kualitas daya listrik, maka pengintegrasian
energi terbarukan ke dalam sistem tenaga listrik dengan pemanfaatan kemajuan teknologi
komunikasi, komputer dan cyber untuk melakukan pengendalian dan pegoperasian dalam
menyalurkan energi listrik perlu dilakukan.
Dengan mengimplementasikan smart grid dalam semua aspeknya akan memberikan
keuntungan yang lebih besar karena jumlah pembangkit terbarukan dan unit penyimpan
yang terdistribusi dan terintegrasi meningkat dan tentunya emisi CO 2 menurun, efisiensi
meningkat dan biaya operasional menurun, keandalan meningkat melalui optimalisasi
jaringan karena memiliki kemampuan mengoreksi diri atau penyembuhan diri.
Pilot project demo plant smart micro grid Sumba yang mulai dirintis oleh BPPT
sejak tahun 2011, merupakan langkah awal dari upaya untuk mengadopsi dan menguasai
teknologi tersebut. Targetnya adalah untuk memberikan sarana dalam pengkajian
penerapan teknologi smart microgrid, dan sekaligus kajian pengoperasian system
kelistrikan dengan kontribusi yang optimal dari sumber-sumber energi terbarukan melalui
kemampuannya dalam mengintegrasikan pembangkit energi terbarukan yang tersebar
dalam sistem ketenagalistrikan, sekaligus meningkatkan kualitas daya pada grid. Pada
kurun waktu 2011 dan 2012 dilakukan perencaan sistem dan pembangunan fasilitas Demo
Plant tersebut. Demo plant, khususnya sub-sistem solar PV plant dan smart diesel plant,
telah beroperasi semenjak diresmikan pada bulan Juni 2012. Konsep rancang bangun dari
sistem ini adalah untuk memungkinkan penetrasi sistem Solar PV dengan tingkat yang
tinggi, yang pada umumnya penetrasi energi terbarukan non-dispatchable dibatasi hingga
20% beban dasar. Dalam Demo Plant ini digunakan sistem manajemen energi (kelistrikan)
dalam optimasi pemanfaatan energi terbarukan yang menggunakan fotovoltaik skala besar
dengan kapasitas 500 kWp, dilengkapi dengan peralatan penyimpanan energi VRB
(Vanadium Redox Battery) dengan kapasitas 0f 500 kWh/hari, yang memungkinkan lebih
dari 30% tingkat penetrasi terhadap beban dasar system sekitar 1.200 kW, beroperasi
bersama-sama dengan 3 unit mikro hidro dengan total kapasitas 1.800 MW, dan 13 Unit
pembangkit listrik diesel yang ada dengan total kapasitas 4,946 MW.
Kegiatan selama 2013 adalah pengujian atau evaluasi dari demo plant smart micro
grid Sumba yang mengintegrasikan sumber energi terbarukan dengan sistem kelistrikan
lokal di Pulau Sumba ( low electrification area). Kegiatan tahun ini ditutup dengan
pelatihan untuk operator dari pihak PLN dan Pemda untuk pelaksanaan pengoperasian dan
perawatan demo plant, sehingga mulai tahun depan demo plant dapat beroperasi secara
kontinyu, dan sekaligus menjadi fasilitas untuk peningkatan kapasitas SDM di bidang
teknologi yang baru ini.
Perjalanan demo plant selama 2 tahun ini telah banyak memberikan pelajaran dan
proses belajar yang diperoleh dari proyek ini. Peningkatan pengetahuan dan kemampuan
teknis operator PT. PLN terhadap sistem PLTS skala besar merupakan hal yang terpenting
PTKKE-BPPT
i
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
dalam capaian kegiatan ini. Pengetahuan tentang peningkatan kompatibilitas jaringan
listrik dengan peningkatan penetrasi energi terbarukan, komunikasi antara jaringan dan
berbagai jenis pembangkit, dan menyediakan layanan untuk kebutuhan listrik berbagai
konsumen merupakan hal penting lainnya yang diperoleh. Dengan peningkatan kapasitas
operator tersebut, pihak PT. PLN sudah mulai terbuka untuk mengadopsi pola operasi
tersebut.
Di sisi operasional, meskipun sub-sistem penyimpan energi belum sepenuhnya
bekerja dengan sempurna sehingga daya PLTS dibatasi 30% nominal, Demo Plant ini telah
menghasilkan energi listrik tercatat sebesar tidak kurang dari 100 MWh dalam kurun
waktu secara intermitten selama hampir 1 tahun. Jumlah energi tersebut setara dengan
pengoperasian rata-rata 2 jam sehari, dari rancang bangun dasar sebesar 5 jam (sunhour
sebesar 5 jam perhari), dan mensubstitusi BBM tidak kurang dari 33.000 liter (SFC 0,3).
Ini membuktikan konsep smart microgrid dapat beroperasi walaupun berbagai
penyempurnaan masih harus dilakukan seperti pada sistem komunikasi data, dan
optimalisasi pola pemanfaatan penyimpan energi agar diperoleh kesetimbangan keluaran
dan keperluan energi internal yang maksimal.
Laporan ini memberikan hasil pengujian terhadap kinerja demo plant smart micro
grid Sumba yang terdiri atas:
a.
b.
c.
d.
Pengujian sistem fotovoltaik.
Pengujian sistem baterei dan PCS.
Pengujian sistem kelistrikan dan smart genset.
Pengujian sistem scada dan monitoring.
PTKKE-BPPT
ii
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
BAB I
PENGUJIAN SISTEM FOTOVOLTAIK (PLTS)
1.1 Pendahuluan
Sistem fotovoltaik atau yang dikenal dengan sistem pembangkit listrik tenaga surya
(PLTS) yang terkoneksi dengan jala-jala membentuk “smart micro grid” di daerah Sumba
Barat Daya mempunyai kapasitas daya 500 kWp. Jenis sel surya yang digunakan adalah
thin film amorphous silicon (a-Si) menggunakan teknologi double junctions dari jenis
micro-crystal silicon (a-Si/µc-Si). Setiap modul PV thin film yang digunakan mempunyai
kapasitas daya 107,5 Wp, konversi efisiensinya sekitar 10%, dengan ukuran luas 1,43 m2
(panjang 1,3 meter dan lebar 1,1 meter). Dengan demikian jumlah modul PV yang
digunakan dalam sistem PLTS ini sekitar 4.652 unit, dan membutuhkan luas lahan sekitar
70.000 m2. Bila diasumsikan peak sun hour di daerah Sumba Barat Daya sekitar 5 jam
per-hari, maka jumlah energi listrik yang dihasilkan dari sistem PLTS tersebut per-harinya
sekitar 2.500 kWh.
Sistem PLTS yang terpasang merupakan salah satu pembangkit listrik dari sumber
energi terbarukan pada sistem kelistrikan smart micro grid di Sumba Barat Daya. Sistem
pembangkit lainnya adalah PLTMH dengan total daya sekitar 2,3 MW yang dihasilkan dari
5 unit PLTMH yang tersusun secara serial dari satu aliran sungai. Pembangkit listrik
lainnya berasal dari genset yang tersebar di daerah Waitabula dan Waikabubak dengan
kapasitas daya total masing-masing sekitar 3,23 MW dan 2,3 MW. Dengan adanya sistem
PLTS, maka beban listrik pada siang hari sebagian besar dapat dipenuhi dari sistem
tersebut. Sehingga diharapkan dengan pemanfaatan energi terbarukan ini sebagian genset
dapat di-OFF-kan pada siang hari dan pemakaian bahan bakar dapat dikurangi.
Sistem PLTS ini dilengkapi dengan sistem penyimpanan energi listrik atau battery
bank. Kelebihan energi listrik pada jaringan akan disimpan pada sistem battery, dan pada
kondisi tertentu akan dilepaskan kembali saat jaringan membutuhkan energi listrik. Sistem
battery ini mampu menjaga keseimbangan input dan output pada jaringan dengan demikian
terjadi pula keseimbangan tegangan dan frekwensi listriknya.
Sistem PLTS ini juga dilengkapi dengan 5 unit inverter yang masing-masing
mempunyai kapasitas daya 5 kW. Fungsi inverter adalah merubah arus dan tegangan listrik
DC keluaran array PV menjadi arus dan tegangan listrik AC. Keluaran listrik kelima
inverter dialirkan ke jaringan menengah 20 kV melalalui trafo step up 630 kVA. Keluaran
dan pemasukan energi listrik pada battery bank juga melalui trafo terpisah dengan
kapasitas daya yang serupa. Untuk mengetahui jumlah energi listrik yang dihasilkan oleh
sub-sistem PV yang disalurkan ke jaringan dengan jumlah energi listrik yang disimpan ke
battery bank, akan dipasang kWh meter pada sisi tegangan rendah 380 V (3Ø). Dengan
demikian akan deperoleh selisih energi listrik yang disalurkan ke jaringan dengan yang
digunakan untuk charging battery bank.
PTKKE-BPPT
1
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.2 Gambaran Umum
1.2.1 Sub-sistem PV pada smart micro grid-Sumba
Pada gambar 1.1 ditunjukkan secara skematik sistem “smart micro grid” yang dibangun
pada sistem kelistrikan Kabupaten Sumba Barat Daya. Sistem dibangun terdiri atas
pembangkit listrik dari sumber energi terbarukan, yakni PLTS dan PLTMH yang masingmasing berlokasi di Bilacenge dan Lokomboro, pembangkit listrik konvensional (PLTD)
yang berlokasi di daerah Waitabula dan Waitabubak, 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.
Gambar 1.1. Skematik sistem “smart micro grid” di Kab. Sumba Barat Daya
Selanjutnya pada gambar 1.2 diperlihatkan susunan instalasi array PV dengan
kapasitas daya total 500 kWp. Setiap 6 unit modul dihubungkan secara seri untuk
membentuk satu unit array PV yang menghasilkan tegangan V oc (open circuit voltage)
sekitar 759 volt, atau tegangan maksimum V mp (maximum power-voltage) sekitar 559 volt,
dan arus listrik I sc (short-circuit current) 1,43 A, atau arus maksimum I mp (maximum
power-current) sekitar 1,18 A pada kondisi standar (STC) yakni pada radiasi 1000 watt/m2,
temperatur sel surya 25oC, dan sudut kedatangan cahaya tegak lurus terhadap modul PV.
Setiap 38-40 array PV disatukan dalam satu “combiner box” yang dihubungkan secara
paralel dalam busbar positip (+) dan negatip (-) untuk menghasilkan V mp sekitar 559 volt,
dan Imp sekitar 44,8 A - 47,2 A. Dengan demikian ada 20 unit “combiner box” yang
masing-masing terhubung dengan sub-sistem PV dengan kapasitas daya sekitar 25 kWp
yang diberi tanda abjad A,B,C, ........ T.Setiap 2 unit “combiner box” diparalelkan dalam
satu kotak ”collection box” yang diberi penomoran 1,2,3 .... 10 seperti terlihat pada gambar
1.2. Selanjutnya setiap 2 unit “collection box”, yakni pasangan 1-6, 2-7, 3-8, 4-9, dan 5-10
yang setiap pasangan mempunyai kapasitas daya 100 kW menjadi input pada 1 unit
inverter (sebut inv-1) yang juga mempunyai kapasitas daya output AC 100 kW. Dengan
PTKKE-BPPT
2
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
demikian total terdapat 5 unit inverter (inv 1, .... inv 5) yang ditempatkan di dalam gedung
(ruang) kontrol.
Gambar 1.2. Skematik susunan instalasi array PV di daerah Bilacenge
Pada gambar 1.3 diperlihatkan susunan 6 buah modul PV yang dihubungkan seri
membentuk sebuah array PV. Ada sekitar 38-40 array PV yang disatukan pada busbar
(+) dan (-) di dalam combiner box membentuk sambungan paralel. Sambungan parallel
akan menghasilkan jumlah arus yang besar, yakni nilai arus keluaran sebuah array PV
dikalikan dengan jumlah array PV yang diparalelkan. Sementara itu nilai tegangan listrik
totalnya sama dengan nilai tegangan satu unit array PV, yakni sekitar 559 V untuk nilai
V mp dan 759 V untuk nilai V oc .
PTKKE-BPPT
3
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.3. Susunan seri 6 modul PV dan rangkaian array PV
Pada gambar 1.4 diperlihatkan array PV jenis thin film amorphous silicon (a:Si)
yang terpasang di daerah Bilacenge. Modul PV tersebut menggunakan teknologi double
junction amorphous silicon / micro crystalline silicon (a:Si/µc-Si) dengan efisiensi
konversi sekitar 10%. Nilai ini masih di bawah konversi efisiensi dari modul PV jenis
crystalline silicon (c-Si) yang mencapai 16%-17% untuk jenis poli-Si, dan 18%-19% untuk
jenis mono-Si. 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. Hasil kajian ini menjadi bahan masukan untuk
menentukan kebijakan jenis sel surya yang sesuai untuk diterapkan di wilayah Indonesia.
Gambar 1.4. Array PV a:Si/µc-Si
PTKKE-BPPT
4
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.2.2 Karakteristik listrik dan mekanik modul PV A:Si/µc-Si
Pada tabel 1.1 diperlihatkan karakteristik listrik dari modul PV jenis a:Si/µc-Si yang
terpasang di daerah Bilacenge yang diproduksi dari perusahaan Auria, Taiwan.
Ditunjukkan karakteristik listrik pada kondisi standar (standard test conditions, STC) dan
pada kondisi radiasi (intensitas cahaya) yang lemah. Data-data karakteristik listrik tersebut
diperoleh pada pengukuran di dalam laboratorium dengan menggunakan pencahayaan
lampu standar yang mempunyai jenis spektrum yang serupa dengan spektrum cahaya
matahari.
Tabel 1.1 Karakteristik modul PV a:Si/µc-Si dari Auria
Pada tabel 1.2 ditunjukkan karakteristik mekanik dari modul PV a:Si/µc-Si. Terlihat
jelas dimensi modul tersebut cukup luas, tersusun dari 2 jenis kaca yang berbeda masingmasing untuk permukaan depan sel dan permukaan belakang sel. Bobot modul cukup
berat yakni sekitar 23 kg per-modul, sehingga perlu perhatian khusus
Tabel 1.2. Karakteristik mekanik modul PV a:Si/µc-Si
PTKKE-BPPT
5
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
pada saat menginstalasi, jangan sampai terjadi pemuaian yang menyebabkan kaca
melengkung bahkan pecah untuk jangka waktu yang lama, seperti yang pernah terjadi di
tempat penelitian sistem PV yang serupa, yakni jenis thin film di Tokyo Electron (TE) di
Taiwan. Sedangkan pada gambar 1.5 diperlihatkan dimensi dan ukuran dari modul PV
a:Si/µc-Si.
Gambar 1.5. Dimensi dan ukuran dari modul PV a:Si/µc-Si
Sementara itu data pendukung dari pabrikan modul PV a:Si/µc-Si dapat diperlihatkan
di bawah ini:
a. Nama pabrikan : Auria Solar Co., Ltd.
Alamat : No. 9, Daye 1st Road, Tainan Science Park,
Sinshih Township Tainan, 74146, Taiwan R.O.C.
b. Memiliki serial number di tiap modul.
c. Sertifikasi lolos uji dari lembaga /badan yang berwenang.
d. Sertifikasi managemen ISO 9001-2000.
e. Surat dukungan dari pabrikan.
f. Setiap array panel memiliki grounding.
g. Setiap modul memiliki bypass diode.
1.2.3 Penyangga array PV (module support)
Penyangga array PV adalah alat yang dipakai untuk mendudukan array PV dengan arah
dan sudut tertentu sehingga modul PV sepanjang hari dapat tersinari oleh matahari dengan
baik. Besar sudut kemiringan sebesar 10o-15o menghadap ke arah khatulistiwa dengan
ketinggian minimum dari posisi belakang modul PV adalah 120 cm dari permukaan tanah.
Besarnya sudut kemiringan pemasangan modul PV ditentukan dengan mempertimbangkan
besarnya nilai lintang (latitude) daerah setempat terhadap garis khatulistiwa. Pada gambar
1.6 diperlihatkan penyangga array PV yang terpasang di daerah Bilacenge.
PTKKE-BPPT
6
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.6. Penyangga array PV terpasang di PLTS Bilacenge
Spesifikasi penyangga array PV adalah sebagai berikut:
a. Penyangga array PV terbuat dari metal yang diproses dengan hot deep galvanize
sehingga tahan terhadap pengkaratan untuk waktu yang cukup lama.
b. Jenis penyangga array PV free standing di atas pondasi dan mampu menahan beban
kecepatan angin sebesar 190 km/jam.
c. Frame modul PV kokoh dan mudah dipasang pada penyangga array PV.
d. Pemasangan penyangga array PV memiliki sudut kemiringan antara 10-15 derajat
(tergantung latitude dan longitude daerah) sehingga memperoleh energi penyinaran
yang optimum.
e. Ketinggian antara modul PV dan permukaan tanah pada titik terendah minimal 120 cm
f. Arah kemiringan penyangga modul menghadap ke garis khatulistiwa.
g. Setiap kaki penyangga array PV terpasang di atas pondasi sloof beton ukuran minimal
25 x 25 x 40 cm.
h. Salah satu kaki penyangga array PV dari semua penyangga array PV terhubung dengan
kawat pentanahan dengan menggunakan klem dengan ukuran kawat pentanahan
tembaga BC16 mm2.
1.2.4
Panel combiner box
Pada gambar 1.7 diperlihatkan panel combiner box yang terpasang pada sistem PLTS di
Bilacenge. Panel combiner box atau junction box array PV adalah panel sistem tegangan
DC yang berisi saklar pemisah atau MCB, arrester, busbar positif dan negatif, dan
blocking diode. Combiner box ini ditempatkan pada salah satu PV array support modul.
Combiner box yang digunakan berjumlah 20 buah, terdiri dari 1 tipe. Dikarenakan
tegangan sistem maksimal sampai 900 Vdc (sesuai kapasitas inverter), dengan tegangan
array PV pada daya puncaknya adalah 759,6 Vdc maka agar MCB tidak rusak karena over
voltage maka dari tiap array PV melalui MCB dari ABB yaitu tipe S800 PV-S yang
mempunyai tegangan hingga > 800 Vdc.
PTKKE-BPPT
7
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.7. Panel combiner box terpasang pada PLTS Sumba,
Tampak luar (kiri), dan tampak dalam (kanan)
Kriteria combiner box adalah sebagai berikut :
a.
b.
c.
d.
Panel terbuat dari bahan stainless steel.
Waterproof dengan standard IP54.
Dilengkapi blocking diode, lightning arrester, dan grounding.
Terpasang diatas pondasi beton dengan ketinggian 60 cm dari permukaan tanah.
Kriteria dari MCB S800 PV-S adalah sebagai berikut :
a.
b.
c.
d.
e.
Manufacture : ABB.
Rated operating current : 10...125 A.
Rated operating voltage : 2 pole; up to 800 Vdc.
Operating temperatur : -250 – 700C.
Reference standard : IEC/EN 60947-2.
Output dari setiap 2 combiner box digabungkan ke dalam 1 collection box sebelum
dihubungkan dengan unit inverter.
1.2.5 Kabel array PV dan kabel power
Pada gambar 1.8 diperlihatkan jenis kabel yang digunakan pada sistem PLTS di Bilacenge.
Pemasangan kabel photovoltaic dan kabel power disesuaikan dengan kriteria yang
ditetapkan di RKS. Beberapa ketentuan tersebut adalah:
a. Identifikasi warna kabel mengikuti standar peraturan yang berlaku.
b. Installasi kabel terlindung dari gangguan hewan.
c. Semua lahan yang akan dipasang kabel telah dipersiapkan dengan baik.
PTKKE-BPPT
8
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
d. Kabel duct mempertimbangkan kemudahan dalam pemeliharaan dan terlindung dari
kerusakan karena adanya angin ribut, sinar UV dan aman dari masuknya air, binatang
dan serangga.
e. Kabel koneksi antar modul PV menggunakan kabel yang tersedia di modul PV.
f. Kabel dari susunan modul PV menuju combiner box NYYHY 2 x 2,5 mm2 (SPLN)
g. Kabel dari output combiner box ke collection box minimal NYYHY 2 x 10 mm2
(SPLN).
h. Kabel dari output collection box ke input inverter minimal NYAF 35 mm2 (SPLN).
i. Setiap string dilengkapi dengan kotak hubung yang memenuhi persyaratan IP54.
j. Kabel power dari inverter ke panel distribusi NYY 4 x 50 mm2.
k. Kabel dilengkapi dengan konektor yang sesuai.
l. Rencana gambar instalasi disampaikan pada gambar teknis.
Gambar 1.8. Jenis kabel yang digunakan pada sistem PLTS Bilacenge-Sumba
1.2.6 Panel distribusi PLTS
Pada gambar 1.9 ditunjukkan panel distribusi yang digunakan pada sistem PLTS di
Bilacenge. Panel distribution PLTS yang akan digunakan sebanyak 3 unit masing-masing
untuk output dari grid inverter, storage system dan genset. Distribution panel dilengkapi
dengan peralatan proteksi arus lebih, tegangan lebih dan indikator.
Spesifikasinya adalah sebagai berikut :
a. Kapasitas daya masing-masing 500 kVA untuk PV dan storage system dan 250 kVA
untuk genset.
b. Peralatan proteksi : pemutus (breaker).
c. Tegangan sistem : 220/380 V, tiga fasa,
d. Dilengkapi dengan volt meter, ampere meter, frekuensi meter, power meter dan kWh
meter 3 phasa analog.
e. Blank panel terbuat dari bahan anti karat.
PTKKE-BPPT
9
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.9. Panel distribusi PLTS yang digunakan di Bilacenge
1.2.7 Pentanahan
Pentanahan atau grounding penting artinya dalam sistem kelistrikan, karena dapat
menetralisir muatan-muatan listrik hasil induksi dari aliran listrik pada kawat atau
mengalirkan arus listrik yang cukup besar pada saat sistem kelistrikan terkena
Gambar 1.10. Pemasangan grounding dan pengukuran nilai resistansi grounding
sambaran petir. Nilai resistansi grounding harus memenuhi persyaratan kelistrikan, dan
nilai resistansi terbaik adalah < 1Ω. Namun demikian nilai ini terkadang sulit untuk
dipenuhi pada lokasi-lokasi tertentu seperti daerah kapur, bebatuan, dll., sehingga
umumnya diminta persyaratan dengan nilai resistansi < 5Ω. Pada gambar 1.10
diperlihatkan proses pemasangan kabel grounding menggunakan batang tembaga sebagai
inti dan kawat penghubung ukuran BC50, dan perangkat alat untuk mengukur nilai
resistansi dari grounding.
PTKKE-BPPT
10
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Semua peralatan utama atau semua metal yang terekspos ke tanah terhubung dengan
pentanahan (grounding) untuk pengamanan sistem. Peralatan elektrik tersebut
dihubungkan dengan copper earth grid dengan kriteria :
a. Koneksi pembumian antara earth grid terpisah menggunakan 2 konduktor.
b. Spesifikasi konduktor sesuai persyaratan listrik, lingkungan dan mekanikal yang
ditentukan.
c. Konduktor yang ditanam ukuran BC 50 mm atau sesuai arus hubung singkat
maksimum.
d. Koneksi antar konduktor terpasang baik dan sesuai dengan persyaratan.
Sebelum instalasi, dilakukan terlebih dahulu tes resistifitas tanah menggunakan
metoda wenner atau schlumberger pada musim terkering jika memungkinkan untuk
menjadi pertimbangan dalam instalasi sistem pentanahan.
1.3. Data Pengukuran
Setelah instalasi modul PV selesai dilaksanakan berikut sistem pengkabelannya dari array
PV ke combiner box, ke collection box, selanjutnya ke inverter, maka perlu dilakukan
pengukuran tegangan maupun arus listriknya untuk memastikan rangkaian sistem PV
bekerja dengan baik. Selain itu perlu pula dilakukan pemeriksaan fisik, visual terhadap
kondisi modul, kerapihan instalasi perkabelan, dan keamanan terhadap kemungkinan
short-current atau yang dapat membahayakan orang (tersengat listrik).
1.3.1 Pengukuran open-circuit voltage (V oc )
Pengukuran tegangan rangkaian-terbuka atau open-circuit voltage (V oc ) perlu dilakukan
untuk memeriksa sambungan antar modul secara seri terhubung dengan baik dan benar.
Nilai tegangan yang ditunjukkan pada alat ukur avometer adalah nilai penjumlahan dari
tegangan setiap modul PV yang terhubung seri. Gambar 1.11 menunjukkan aktivitas pada
saat pengukuran V oc setiap array PV pada combiner box. Dari tabel 1.1 menunjukkan nilai
V oc modul PV pada kondisi STC (1000 watt/m2, 25oC) adalah 126,6 V, maka nilai V oc
untuk 6 unit modul PV terhubung seri adalah 759,6 V. Dari literatur diperoleh informasi
bahwa nilai V oc akan turun sekitar -31,8 mV setiap kenaikan suhu 1oC, atau dengan kata
lain koefisien temperatur Voc dari sel surya a-Si/µc-Si adalah -31,8 mV/oC. Artinya bila
temperatur sel surya di siang hari (outdoor) menunjukkan 65oC, maka nilai V oc nya akan
turun sekitar -31,8 mV/oC x 40oC = 18,9V. Sementara itu nilai V oc juga akan turun dengan
menurunnya nilai intensitas cahaya yang mengenai sel surya a-Si/µc-Si. Dari tabel 1.1
diperoleh juga informasi bahwa nilai V oc = 126,6 V pada intensitas cahaya 1000 watt/m2,
nilainya turun menjadi 114,6 V pada 200 watt/m2. Bila diasumsikan penurunan nilai V oc
ini turun secara linear maka nilai penurunannya sekitar -0.014 watt/m2. Artinya bila modul
PV tersebut dikur pada tengah hari nilai temperatur selnya 70oC dan intensitas cahayanya
850 watt/m2 maka nilai V oc -nya sekitar 110,2 V, atau 661,2 V untuk array PV.
PTKKE-BPPT
11
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.11. Pengukuran V oc array PV pada combiner box.
Pengukuran V oc dari setiap array PV dilakukan dengan cara meng-OFF-kan MCB
pada combiner box, yang diikuti dengan membuka setiap fuse yang terpasang pada setiap
array PV. Jumlah array PV yang diukur sekitar 776 buah rangkaian yang terbagi ke dalam
20 unit combiner box. Alat ukur yang digunakan adalah avometer untuk nilai tegangan
V oc , dan piranometer digital untuk nilai intensitas cahaya. Dari hasil pengukuran
menunjukkan ada beberapa nilai V oc yang cukup rendah sekitar 611 - 622 V, selebihnya
nilai V oc -nya cukup baik pada nilai sekitar 650 - 675 V seperti terlihat pada gambar 1.12.
Dari hasil pantauan secara visual ternyata array PV dengan nilai V oc yang rendah
disebabkan ada modul PV yang tidak berfungsi optimal karena kaca modul retak atau
pecah sebagian yang disebabkan permasalahan pada saat pemasangan seperti terlihat pada
gambar 1.16.
Gambar 1.12. Sebaran nilai V oc dari array PV pada salah satu Combiner Box
PTKKE-BPPT
12
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.3.2 Pengukuran resistansi grounding
Nilai restansi grounding pada sistem kelistrikan mempunyai peran yang penting. Oleh
karena itu biasanya angka atau nilainya sudah ditetapkan sebagai persyaratkan dalam
instalasi listrik. PT.PLN (Persero) mensyaratkan nilai resistansi grounding harus < 1Ω,
sementara itu ada yang mensyaratkan nilainya <5Ω disebabkan kondisi daerah setempat
yang tidak memungkinkan nilainya <1Ω. Resistansi grounding yang baik dapat segera
menetralkan arus listrik bila terjadi short-circuit current, atau dapat menetralkan “body”
peralatan listrik yang terkena induksi listrik sehingga badan kita tidak terkena “stroom”
pada saat menempel pada peralatan-peralatan listrik. Sistem grounding juga sangat
bermanfaat untuk meneruskan arus listrik ke bumi bila suatu peralatan listrik terkena
sambaran petir, sehingga peralatan tersebut terhindar dari kerusakan.
Gambar 1.13. Cara pengukuran resistansi grounding (kiri), hasil pengukurannya
pada array PV tertentu yang terhubung dengan combiner box.
Dalam suatu sistem PV, kaki-kaki penyangga modul PV (module support) perlu
ditanahkan (digrounding) menggunakan kabel standar dan arde dari logam tembaga.
Selain itu “body” combiner box dan collection box juga perlu dipasang sistem grounding
untuk menghindari adanya short-circuit current. Pada gambar 1.13 diperlihatkan cara
pengukuran resistansi grounding dan hasil pengukuran pada setiap kaki penyangga array
PV yang dihubungkan ke masing-masing combiner box. Sedangkan pada gambar 1.14
diperlihatkan nilai resistansi grounding pada combiner box. Dalam sistem PV jenis thin
film elektroda (-) perlu di”grounding” untuk menghindari kerusakan pada modul PV untuk
jangka waktu yang lama.
PTKKE-BPPT
13
2013
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
Gambar 1.14. Pengukuran nilai resistansi grounding pada combiner box (kiri),
hasil pengukurannya untuk semua combiner box yang terpasang (kanan)
1.3.3 Kesesuaian nilai pengukuran
Perlu dilakukan pemeriksaan untuk mengetahui kesesuaian angka hasil pengukuran
parameter listrik (tegangan dan arus listrik) menggunakan clamp digital meter dengan
angka yang ditunjukkan pada layar inverter. Hasil pengukuran dan pengamatan
ditunjukkan pada tabel 1.3. Terlihat jelas, terdapat kesesuaian nilai pengukuran dengan
angka yang ditunjukkan pada layar inverter, meskipun ada beberapa diantaranya ada
sedikit perbedaan yang tidak signifikan. Nilai tegangan yang ditunjukkan pada tabel 1.3
adalah nilai tegangan maksimum dari array PV bukan nilai tegangan V oc . Sementara itu
adanya selisih yang kecil dari nilai tegangan dan arus hasil pengukuran dan tampilan
inverter dimungkinkan adanya delay waktu pencatatan, dan juga perubahan yang cepat
pada intensitas cahaya. Pada gambar 1.15 diperlihatkan salah satu tampilan layar LCD
pada inverter. Angka yang dilingkari merah menunjukkan nilai tegangan dan arus listrik
DC keluaran dari sistem PV yang dibandingkan dengan nilai hasil pengukuran.
Tabel 1.3. Kesesuaian antara hasil pengukuran dan angka pada layar inverter
Inverter
Collection
box
Radiasi
W/m2)
2
2
886
1
3
4
5
1
6
7
3
8
4
9
5
10
855
878
901
880
900
860
855
870
866
Hasil Ukur
V (volt)
I (amp.)
473
89
477
92
486
96
485
90
Tampilan pd Inverter
V (volt)
I (amp.)
473
89
473
487
93,5
92,8
483
484
90,5
485,7
485
95,3
482
489
486
486
484
93,6
92,5
94
94
92
491
483
474
473
94,5
93,6
95,3
93,2
94,5
95,5
PTKKE-BPPT
14
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.15. Salah satu tampilan layar inverter
(tanda lingkar merah, nilai kesesuaian dengan hasil pengukuran)
1.4. Temuan-Temuan Di Site Sistem PLTS
1.4.1 Modul PV retak
Pemeriksaan secara visual terhadap komponen-komponen sub-sistem PLTS perlu
dilakukan untuk memastikan semua komponen PLTS bekerja optimal. Kondisi kaca salah
satu modul PV yang retak dalam salah satu array PV akan menurunkan kinerja array
secara keseluruhan. Salah satu indikasi adanya salah satu modul PV yang retak atau
mengalami kerusakan adalah nilai tegangan V oc yang relatif kecil yang terukur pada output
array PV tersebut. Pada gambar 1.16 diperlihatkan bagian dari salah satu modul PV yang
mengalami retak pada kaca bagian atas maupun bawah. Pada saat pemeriksaan ditemukan
ada sekitar 6 unit modul PV yang mengalami retak pada kaca, dan atau pecah pada pinggir
modul.
Gambar 1.16. Sebuah modul PV dengan kaca yang retak
1.4.2. Bypass diode modul PV terbakar
Dari hasil pengukuran array PV pada bulan Mei 2013, ditemukan ada sekitar 31 array PV
yang tidak mengeluarkan tegangan listrik, atau V oc = 0 V. Hal ini menunjukkan minimal
ada 31 unit modul PV yang mengalami kerusakan. Awalnya diteliti secara visual
kemungkinan ada modul PV yang retak / pecah sehingga tidak mengalirkan arus listrik
hasil dari modul PV lainnya yang terhubung seri. Ternyata semua kondisi fisik modul PV
PTKKE-BPPT
15
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
normal, sehingga diprediksi kerusakan ada pada bypass dioda yang berada pada junction
box masing-masing modul PV. Dugaan ini benar, hampir semua array PV yang
bermasalah dengan V oc , ternyata disebabkan oleh kondisi bypass dioda yang terbakar,
seperti diperlihatkan pada gambar 1.17. Pada pengukuran tersebut ditemukan ada sekitar
35 modul PV yang mengalami kerusakan akibat bypass diode yang terbakar yang terdapat
pada sekitar 14 unit combiner box. Pada tabel 1.4 ditunjukkan jumlah array PV pada
setiap combiner box yang output tegangan listriknya tidak ada (V oc = 0 V).
Gambar 1.17. Bypass dioda yang terbakar pada junction box modul PV
Tabel 1.4. Array (string) PV pada combiner box yang nilai V oc = 0 V
Combiner box
String PV
A
B
22, 26, 29
C
14, 15, 22, 35
D
5
E
35
F
G
2, 10, 13, 27, 35, 37
H
I
29
J
2
K
L
29
PTKKE-BPPT
16
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
M
38
N
23
O
15, 24
2013
P
Q
R
39, 18
S
18
T
31, 32, 33, 34, 35, 40
1.4.3 Kawat grounding dan kabel modul PV
Dari hasil pemeriksaan di lapangan ditemukan pula beberapa kawat gounding penyangga
array PV yang terlepas seperti terlihat pada gambar 1.18. Ada sekitar 5 unit kabel
grounding yang tidak terpasang dengan benar. Selain itu ditemukan pula beberapa bagian
pemasangan kebel antar modul PV yang kurang rapi, seperti terlihat pada gambar 1.19.
Gambar 1.18. Kawat gounding pada penyangga array PV yang terlepas
Gambar 1.19. Pemasangan kabel antar modul PV yang kurang rapi
PTKKE-BPPT
17
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.4.4 Kebakaran pada combiner box
Kebakaran beberapa combiner box pada sub-sistem PLTS terjadi setelah beberapa bulan
sistem tersebut dioperasikan. Dari hasil analisa sementara menunjukkan bahwa kebakaran
terjadi disebabkan oleh:
Gambar 20. Blocking diode array PV dari jenis Bridge diode
a. Percikan api pada blocking dioda, dan atau short-current disebabkan adanya uap air
pada combiner box, dan atau adanya binatang kecil, seperti cecak, karena jarak antara
katoda dan anoda pada dioda terlalu dekat.
b. Resistansi grounding yang kurang sempurna, yakni nilai resistansinya masih cukup
tinggi, sehingga memudahkan terjadinya percikan api, karena pada sisi grounding
terdapat muatan listrik.
Tegangan kerja DC yang diterapkan pada sistem PLTS di Bilacenge termasuk yang
cukup tinggi, yakni tegangan V oc =759,6 V, dan tegangan kerja (tegangan maksimum) V mp
sekitar 559,8 V. Hal ini menyesuaikan dengan pemilihan inverter yang mempunyai
tegangan input DC pada selang 450 – 850 V. Boleh dibilang tegangan kerja DC yang
digunakan pada sistem PLTS ini merupakan yang terbesar pada saat ini.
Seperti terlihat pada gambar 1.20, jarak antara katoda dan anoda (kutub positip dan
negatip dari array PV) sangatlah dekat setelah masing-masing kaki dioda dihubungkan
dengan kabel positip dan negatip. Terlihat jelas pula kaki-kaki pada katoda dan anoda
tidak dilindungi dengan isolator. Adanya perubahan cuaca, atau pergantian siang dan
malam, dapat menimbulkan uap air di dalam combiner box, yang selanjutnya mengembun
pada malam hari menimbulkan titik-titik air yang dapat “menghubungkan” katoda dan
anoda. Bila kondisi ini terjadi pada siang harinya maka short-circuit current tidak dapat
dihindarkan. Kebakaran dapat terjadi meskipun sub-sisem PLTS sedang tidak di-ON-kan
atau dioperasikan. Salah satu karakteristik dari arus DC adalah bila sudah terjadi shorcircuit maka kutub positip dan negatip akan tetap menempel, menghasilkan percikan api
yang cukup besar dan menimbulkan kebakaran. Blocking dioda yang berada di sekitarnya
PTKKE-BPPT
18
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
akan ikut terbakar dan mengakibatkan shor-circuit yang lebih besar sehingga semua string
array PV pada combiner box tersebut akan terbakar, seperti terlihat pada gambar 1.21.
Gambar 1.21.Combiner box yang terbakar
Kemungkinan lain terbakarnya combiner box adalah adanya binatang kecil seperti
cecak yang melewati kaki-kaki katoda dan anoda. Tubuh cecak adalah konduktor yang
baik untuk arus listrik. Short-circuit current pada salah satu blocking dioda dapat
merambat ke dioda lainnya karena faktor kebakaran satu unit dioda tersebut.
Dari hasil pengamatan sekitar 5 unit cobiner box yang terbakar, hampir semuanya
memberi tanda-tanda kebakaran dimulai dari arah kiri combiner box dimana sekitar 38-40
unit blocking dioda ditempatkan pada dinding sisi kiri combiner box.
1.4.5
Instalasi kabel array PV
Ditemukan di lapangan bahwa kabel array PV yang sebelumnya terpasang di dalam tanah
dengan pelindung dari bahan pralon mengalami kerusakan akibat dirusak (digigit) oleh
tikus. Sehingga banyak array PV yang tidak menghasilkan arus-tegangan listrik karena
kabel array PV-nya terputus, seperti diperlihatkan pada gambar 1.22.
PTKKE-BPPT
19
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 1.22. Kabel array PV yang mengalami
Kerusakan akibat digigit oleh tikus
Untuk mengatasi kondisi yang lebih parah maka diputuskan untuk memasang kabel
array PV di atas tanah, seperti terlihat pada gambar 1.23. Permasalahan baru muncul,
karena pemasangan kabel tersebut tidak rapi dan terkesan asal jadi. Untuk itu perlu
perbaikan dengan mempertimbangkan standar instalasi sesuai PUIL, kerapihan, keindahan
atau estetika, tanpa mengurangi faktor keselamatan dan keamanan.
Gambar 1.23. Pemasangan kabel array PV di atas tanah
PTKKE-BPPT
20
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.5. Analisis
1.5.1
Tegangan kerja sistem PV
Bila merujuk kepada tegangan maksimum array PV sebesar V mp = 559 V (pada kondisi
standar, STC) yang diperoleh dari 6 unit modul PV yang dihubungkan seri, maka seolaholah angka ini sudah cukup untuk memberikan input kepada inverter yang mempunyai
input tegangan batas terendah pada 450 V. Namun pada kenyataan di lapangan dengan
kondisi temperatur yang cukup panas, yang dapat menyebabkan temperatur sel (kaca)
mencapai 70oC, dan juga dengan perubahan intensitas cahaya yang terkadang cukup
ekstrim karena pengaruh awan, maka kadang terjadi nilai V mp pada kondisi nyata di
lapangan nilainya < 450 V. Bila hal ini terjadi, secara otomatis inverter akan OFF, yang
dapat menyebabkan jaringan listrik PLN mengalami “trip” karena tidak berimbangnya
antara kebutuhan dan pasokan listrik. Meskipun “trip” ini sifatnya sesaat, namun akan
sangat mengganggu pada sisi konsumen, karena sangat mengganggu kinerja rutin
masyarakat. Pada gambar 1.24 diperlihatkan rekam data pada kondisi inverter OFF akibat
“low voltage input”. Kondisi ini dapat diatasi apabila input tegangan ke inverter dari
output array PV diperbesar, yakni dengan menambah minimal satu unit modul PV
dihubungkan seri ke rangkaian array PV yang eksisting.
Gambar 1.24. Rekam data (hystorical info) pada layar inverter yang
menunjukkan “fault” pada inverter akibat “DC low input voltage”
1.5.2 Resistansi grounding
Terlihat pada gambar 1.13, beberapa nilai resistansi grounding dari penyangga array PV
masih cukup besar. Angka ini perlu diturunkan agar memenuhi persyaratan yang telah
ditetapkan pada dokumen tender (RKS), yakni < 5Ω. Ada beberapa langkah yang dapat
dilakukan untuk menurunkan nilai resistansi grounding, diantaranya:
PTKKE-BPPT
21
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
a. Besi tembaga yang berfungsi sebagai arde ditanam pada kedalaman yang lebih dalam
sampai menyentuh tanah basah (air)
b. Menyambungkan kawat arde ke kawat arde lainnya yang mempunyai nilai resistansi
grounding yang rendah, atau membentuk mess kawat yang terhubung antara kawat arde
yang satu dengan lainnya membentuk loop tertutup.
Diperkirakan bila diambil cara yang kedua, maka biayanya akan lebih murah
dibandingkan dengan cara yang pertama.
1.5.3 Alat ukur perlu kalibrasi
Untuk mengatasi ketidaksesuaian hasil pengukuran manual dengan alat ukur dengan hasil
yang ditunjukkan pada layar monitor digital maka perlu secara rutin alat ukur dikalibarasi
pada saat akan digunakan di lapangan.
1.5.4 Modul PV retak
Dalam satu array PV yang tersusun atas beberapa modul PV terhubung seri,
dipersyaratkan masing-masing modul PV mempunyai karakteristik listrik yang serupa agar
diperoleh output arus dan tegangan listrik yang optimal. Bila ada salah satu dari modul PV
yang rusak atau retak maka akan menghambat aliran arus listrik pada array tersebut.
Apabila perbedaan angka tegangan output-nya cukup besar dibandingkan dengan array PV
lainnya yang terhubung paralel pada busbar, maka dapat menyebabkan arus balik (reverse
current) yang masuk ke array PV dengan angka tegangan yang rendah. Bila blocking
dioda yang terpasang pada array PV tersebut tidak mampu menahan laju arus listrik yang
besar, maka modul-modul PV pada array tersebut dapat terbakar (setidaknya bypass
diodenya yang menjadi korban karena terbakar lebih dahulu), seperti yang ditunjukkan
pada tabel 1.4. Untuk mencegah hal tersebut terjadi maka perlu pemeriksaan visual rutin
terhadap kondisi modul-modul PV. Bila ditemukan ada modul PV yang rusak atau pecah
maka harus segera diganti dengan yang baru.
1.5.5 Kawat grounding
Kawat grounding pada penyangga array PV yang tidak terpasang dengan benar perlu
segera diperbaiki untuk mencegah hal-hal yang tidak dikehendaki, seperti terjadi kerusakan
modul PV akibat terkena petir. Grounding yang baik dapat mencegah kerusakan
komponen sistem PV karena terkena sambaran petir.
1.5.6 Blocking dioda pada combiner box
Secara teori blocking diode perlu dipasang pada setiap array bila terdapat beberapa array
terhubung secara paralel dalam suatu busbar. Blocking diode yang sesuai dengan
spesifikasi yang diperlukan dapat mencegah terjadinya arus balik (reverse current) yang
dapat merusak modul PV pada array yang bersangkutan. Oleh karena itu perlu dilakukan
perbaikan terhadap pemilihan dan pemasangan blocking diode yang lebih sesuai dengan
kondisi lapangan.
PTKKE-BPPT
22
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
1.6. Rekomendasi
a. Untuk mengatasi terjadinya fault pada inverter akibat input tegangan dari array PV
yang melewati ambang batas bawah input dari inverter maka tidak ada jalan lain kecuali
meningkatkan nilai tegangan input array PV dengan cara menambahkan satu modul PV
secara seri ke setiap array PV eksisting.
b. Pada setiap array PV tetap perlu diproteksi dengan blocking diode yang mempunyai
spesifikasi yang tepat dengan disain yang mempertimbangkan kondisi lapangan
(kelembaban). Blocking diode dapat mencegah reverse current pada saat beberapa
array PV terpasang secara paralel.
c. Perlu perbaikan pemasangan kabel pada array PV agar sesuai dengan instalasi
kelistrikan yang standar (PUIL), meskipun terdapat gangguan dari eksternal (tikus).
d. Perlu usaha untuk menurunkan nilai resistansi grounding pada penyangga array PV
maupun pada combiner box yang nilainya masih di atas spesifikasi teknis (RKS).
e. Perlu pemeriksaan rutin terhadap kondisi fisik modul PV, kondisi fuse pada setiap array
PV atau pada grounding di dalam combiner box, kondisi blocking diode, dan
pengukuran V oc dari setiap array PV.
PTKKE-BPPT
23
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
BAB II
PENGUJIAN SISTEM BATEREI DAN PCS
2.1 Pendahuluan
Energi yang dihasilkan oleh photovoltaic tidak selamanya stabil, akan tetapi berfluktuasi
tergantung intensitas penyinaran matahari, seperti yang diperlihatkan pada gambar 2.1. Fluktuasi
ini lebih dikenal dengan istilah intermittent. Pada sistem grid terbatas dengan penetrasi
photovoltaic yang cukup besar (>20%), sifat intermittent dari photovoltaic ini dapat mengganggu
kestabilan jaringan listrik baik itu terhadap tegangan sistem ataupun frekuensi. Jika tidak
dikendalikan, maka peristiwa ini akan dapat memicu blackout pada sistem secara keseluruhan.
Gambar 2.1. Contoh energi output harian dari sistem PV
Gambar 2.2. Ilustrasi aplikasi sistem penyimpanan pada sistem PV
PTKKE-BPPT
24
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Untuk mengatasi ini, maka sistem penyimpanan energi (energy storage) dibutuhkan sebagai
buffer untuk menjaga kestabilan sistem (jaringan) akibat efek fluktuatif dari daya yang
dihasilkan oleh photovoltaic. Pada grid terbatas dengan genset (PLTD), jika energi dari
photovoltaic tiba-tiba berkurang secara drastis, sistem penyimpanan ini harus dapat mengisi
kekurangan daya tersebut, membantu PLTD mensuplai daya kepada konsumen. Selain itu
sistem penyimpanan juga berfungsi untuk mensupport pembangkit konvensional (PLTD) apabila
terjadi defisit pembangkitan. Ilustrasi aplikasi sistem penyimpanan dapat dilihat pada gambar
2.2.
2.2 Gambaran Umum Sistem Penyimpanan
Terdapat berbagai jenis teknologi penyimpanan dengan berbagai karakteristik dan kegunaan
yang berbeda-beda. Pada sistem smart grid di Sumba Barat ini, sesuai dengan konsep yang
ditawarkan, yaitu media penyimpanan berfungsi sebagai buffer, sebagai kompensator daya akibat
fluktuasi photovoltaic. Maka persyaratan minimal yang harus dipenuhi media penyimpanan
adalah sebagai berikut:
a. Harus memiliki cycle yang sangat tinggi untuk menjamin keberlangsungan (life time) dari
media penyimpanan itu sendiri.
b. Memiliki DOD > 80%.
c. Mampu didischarge dalam waktu yang sangat singkat.
d. Memiliki kapasitas penyimpanan yang besar, orde jam (bukan menit/detik).
Berdasarkan beberapa kriteria di atas maka sistem penyimpanan yang digunakan pada
system PLTS smart-grid Sumba Barat Daya adalah teknologi flow battery (vanadium redox) atau
dikenal sebagai vanadium redox battery (VRB).
PTKKE-BPPT
25
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.3 Konfigurasi sistem penyimpanan VRB pada smart-gid Sumba
2.2.1 Kofigurasi sistem penyimpanan VRB Sumba
Sistem VRB yang terpasang pada sistem PLTS smart-grid Sumba terdiri dari: 2 unit stack modul
regenerative fuelcell yang berkapasitas 200 kW (total 400 kW), 2 unit PCS 200 kW (total 400
kW), dan 2 buah tangki elektrolit 20 m3. Sistem VRB ini dirancang untuk menyimpan energy
sebesar 500 kWh. Gambar 2.3 memperlihatkan konfigurasi sistem penyimpanan VRB di Sumba.
PTKKE-BPPT
26
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Tabel 2.1.Karakteristik fisik dan kinerja VRB 400 kW
PTKKE-BPPT
27
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Tabel 2.2. Persyaratan temperatur untuk komponen utama
2.2.2 Spesifikasi sistem VRB Sumba
Tabel 2.1 memperlihatkan karakteristik fisik dan kinerja VRB yang terpasang pada smart-grid
Sumba. Sedangkan pada tabel 2.2 diperlihatkan persyaratan temperatur bagi peralatan utama
sistem VRB.
2.2.3 Prinsip kerja VRB
Gambar 2.4 memperlihatkan prinsip kerja VRB. Prinsip penyimpanan energi dalam VRB
berbeda dari baterai konvensional. Dalam baterai vanadium berbasis regeneratif redoks, Energi
listrik disimpan secara kimiawi dalam bentuk ion vanadium yang berbeda (catholyte: V (IV)/V
(V) redox couple, anolyte: V (II)/(III) redox couple) dalam sebuah elektrolit asam sulfat encer.
Elektrolit ini dipompa dari tangki penyimpanan terpisah ke dalam sel melintasi proton exchange
membrane (PEM) atau membran pertukaran proton, di mana salah satu bentuk elektrolit
teroksidasi secara elektrokimia dan yang lainnya berkurang secara elektrokimia. Hal ini
menciptakan arus yang dikumpulkan oleh elektroda dan tersedia untuk sebuah sirkuit eksternal.
Reaksi ini terjadi secara bolak balik sehingga memungkinkan baterai yang akan charged,
discharged, dan recharged. Tegangan sel rangkaian terbuka pada konsentrasi 2 mole per liter
untuk setiap anadium adalah 1.6 V jika terisi penuh.
Listrik yang dihasilkan (discharging) dari regenerative fuelcell adalah listrik arus searah
(DC), sehingga diperlukan suatu inverter. Disamping itu, VRB memerlukan pengisian (charging)
dari grid. Oleh karena itu, VRB menggunakan suatu power control system (PCS) yang mampu
untuk mengatur proses charging dan discharging VRB. Dalam sistem VRB PLTS smart-gird ini
dipergunakan suatu four quadrant bidirectional inverter, yang memiliki kemampuan untuk
mengontrol transfer daya real (P, kW) dan daya reaktif (Q, kVA) dari sisi storage ke jala-jala
(grid) atau sebaliknya. Dengan kemampuan seperti ini dapat menjaga kestabilan grid dari sisi
tegangan dan frekuensi. Gambar 2.5 memperlihatkan konfigurasi sistem kontrol dan inverter
pada sistem VRB. Gambar 2.6 memperlihatkan diagram blok proses sederhana dari sistem VRB
400 kW di Sumba.
PTKKE-BPPT
28
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.4 Prinsip kerja sistem penyimpanan energy dalam VRB
Gambar 2.5 Power control system (PCS) dalam sistem VRB
PTKKE-BPPT
29
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.6 VRB-ESS 400KW-Class Process Diagram
2.2.4 Stack dan modul VRB
Gambar 2.7 memperlihatkan stack sel dan modul VRB. The VRB-ESS cell stack is a
selfcontained, sealed device that consists of a series of identical cells,each containing two halfcells separated by an ionic exchange membrane. Electrochemical reactions take place in the halfcells, either charging or discharging the battery. When charged electrolyte solution flows through
the VRB-ESS cell stack, ionic transfer between different forms of vanadium ions across the
membrane results in electrons traveling through an electrical circuit path that can be used by an
electrical load. Reversing current flow into the VRB-ESS cell stack from an external source
reverses this process and recharges the electrolyte.
The stack group module comprises the mechanical components of the VRB-ESS including
the frame structure, stacks and piping system. The piping system is included to circulate
electrolyte through the VRB-ESS. One 200KW VRB-ESS contains two stack group modules
which ontains 24 stacks. Six stacks in series electrically form a stack string. Four stack strings
output DC power in parallel.
PTKKE-BPPT
30
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.7 Stack VRB stack dan Grup Modul Stack VRB Stack
2.2.5. Pump module
The pump module comprises two electrolyte pumps (positive and negative), two electrolyte
chillers, PLC control cabinet, HVDC cabinet, pump controller cabinet, main transformer, piping,
various valves and sensors. The two pumps circulate the positive and negative electrolyte
through tanks and cell stacks respectively. Both pumps are isolated from the frame and other
parts electrically. The two chillers keep the temperature of the positive and negative electrolytes
under certain level by removing the heat from the electrolytes. PLC collects information from
various sensors (including temperature, pressure and current sensors) and controls the speeds of
the pumps, open/close of various electrically operated valves to perform the charging and
discharging and control operation parameters in the normal operation ranges. HVDC, which
contains breakers, isolators and contactors, connects the stack groups and PCS and performs
protection function. Pump controller receives pump speed setting signal from the PLC and
PTKKE-BPPT
31
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
changes the power frequency to vary the speeds of the pump motors. Piping system connects to
the counterparts of the electrolyte tank modules and the stack group module to manipulate the
electrolyte.
Gambar 2.8 Modul pompa pada VRB
2.2.6 Electrolyte tank module
Electrolyte tank module comprises positive electrolyte storage tank, negative electrolyte storage
tank, electrolyte piping, valves, sensors, frame, H2 vent pipe and nitrogen blanketing / tank vent
system. The energy is stored in the electrolyte and its quantity decides the amount of the energy
the system could store. The electrolyte pipe connects to the counterpart of the pump module.
Nitrogen blanking/tank vent system prevents ingress of air (oxygen) into the tanks and
overpressure. The electrolyte must not come in contact with air, as oxidation will occur.
Oxidation reduces the effectiveness of the electrolyte and promotes the evolution of electrolyte
crystallization. Very small amount of H2 generates from the chemical reaction and needs to be
vented outside the building. Water break is employed to prevent the damage to the tanks from
happening when the vacuum in the tanks exceeds a predetermined level.
2.2.7 VRB-ESS control system
The ESS controller system is installed on the pump module of 400kW VRB-ESS. The ESS
controller system are mainly installed in four cabinets, including controller cabinet, pump driver
cabinet, aux power supply transformer cabinet and HVDC cabinet. It also includes some sensors
and power supplies outside the four cabinets which are distributed in the pump module & tank
module.
PTKKE-BPPT
32
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.9 Control System Layout
The core components for ESS controller system are installed in this cabinet, including
PLC, I/O, communication card and HMI.
Gambar 2.10 PLC controller Cabinet
2.2.7.1 Pump driver cabinet
Breakers and Surge protector are installed in this cabinet for power-supply distribution.
Gambar 2.11 Pump driver cabinet
PTKKE-BPPT
33
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
2.2.7.2 Cabinet
The HVDC cabinet provides the power connection and protection between energy storage
module and PCS, which includes 4 sets DC fuses for each stack string and 1 DC contactors
for stack module.
Gambar 2.12 HVDC cabinet
2.2.8 HMI software operation
If the operator want to run the system as Manual mode or Auto mode, HMI will run
automatically and display the first page as following:
Gambar 2.13 Tampilan menu Utama HMI VRB
PTKKE-BPPT
34
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.14 Tampilan HMI dari PCS Control
The main purpose of this page is following:
a. To know that the system is running in Pre-charging or Charging/Discharging. If the system is
running in Precharging, DCS will run, DCS and relevant components will display green)
b. If the system is running in charging/diacharging, PCS will run, PCS and relevant components
will display green)
PTKKE-BPPT
35
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.15 Tampilan HMI - Realtime data
2.2.9 Communication with SCADA system
The ESS controller communication with SCADA system through Modbus RTU protocol. The
ESS controller sends 400kW module information to SCADA system and follows the start/stop
command, power dispatch command from SCADA system.
Gambar 2.16 Tampilan utama pada SCADA
PTKKE-BPPT
36
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.17 Menu VRB pada SCADA
2.3 Data Pengukuran
2.3.1 Data pengujian awal
Status sistem penyimpanan VRB yang terpasang pada smart-grid Sumba sejak terpasang pada
awal tahun 2012 hingga Desember 2013 belum dioperasikan secara normal. Hal ini disebabkan
adanya beberapa kendala teknis maupun non-teknis di lapangan (on-site). Namun demikian,
sistem VRB sudah dilakukan beberapa kali operasi pengujian. Gambar 2.18 memperlihatkan
salah satu grafik tren dari kinerja VRB modul A dan B, yang masing-masing berkapasitas 200
kW.
Gambar 2.18 Tren VRB A dan B Pengukuran 1 Des 2012
PTKKE-BPPT
37
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Dari gambar 2.18 terlihat bahwa pada awal pengisian (initial charge) kedua modul VRB
masing-masing di-charge dengan daya sekitar 160 kW selama 3.5 jam. Pada kondisi ini
kapasitas baterai masil nol. Selanjutnya dilakukan pre-charging dengan daya masing-masing 200
kW (mode PQ) selama 6 jam, dan secara bertahap kapasitas baterai naik mulai dari nol (0%)
hingga mencapai 90%. Pada kondisi ini VRB sudah siap untuk mensuplai listrik pada jaringan
PLN (grid) dengan mode VF. Dari gambar 2.19, pada pukul 16.00 VRB diset pada mode VF,
terlihat kapasitas baterai menurun dari 90-60%.
Gambar 2.19 Tren VRB A dan B Pengukuran 2 Desember 2012
Gambar 2.19 memperlihatkan kinerja VRB dengan mode VF pada julat kapasitas baterai
antara 30-60% . Disini terlihat bahwa kapasitas baterai menurun secara drastis dari 60% hingga
10%.
2.3.2 Pengujian SOP2
Dalam proses selanjutnya, VRB telah dilakukan pengujian operasi baik dengan SOP 2 (mode
stand-alone) dan SOP 3 (fully grid). Pengujian smart-grid dengan SOP 2 dimaksudkan untuk
mensuplai beban penyulang Kodi2, tanpa terkoneksi dengan jaringan PLN. Dalam hal ini sistem
PV dan VRB diharapkan dapat mensuplai beban Kodi2. Pengujian SOP 2 dilakukan pada tanggal
21-24 Oktober 2013.
2.3.2.1 Proses pre-charging
Gambar 2.20 memperlihatkan grafik daya pada saat pre-charging VRB. Pada saat OCV < 1,3V
maka VRB akan melakukan proses pre-charging hingga tegangan OCV = 1,3V. Proses precharging melalui DCS dengan besar daya charging tidak bisa diatur. Saat proses pre-charging
faktor daya sangat kecil (<0,6). Pada grafik ini terlihat bahwa besar daya aktif PCS A(biru muda)
dan daya aktif PCS B (biru tua) pada saat proses pre-charging. Pada grafik ini, proses precharging dimulai saat OCV bernilai 0,076V.
PTKKE-BPPT
38
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 2.20 Proses pre-chraging VRB A&B (22 Oktober 2013)
2.3.2.2 Proses initial charging
Setelah OCV mencapai 1,3V, proses pre-charging akan selesai dan akan memasuki proses initial
charging. Proses initial charging melalui PCS dengan besar daya charging yang bisa diatur. Saat
proses initial charging faktor daya mendekati 1. Proses initial charging akan selesai hingga OCV
mencapai 1,322 V. Gambar 2.21 memperlihatkan proses initial charging, terlihat bahwa besar
daya aktif PCS A(biru muda) dan daya aktif PCS B (biru tua) pada saat proses initial charging.
Besar daya initial charge di set di 200 kW.
Gambar 2.21 Proses Initial charging VRB A&B (22 oktober 2013)
2.3.2.3 Proses charging
Pada saat OCV mencapai 1,322V, proses initial charging selesai. OCV = 1,322V menunjukan
kapasitas baterai 0%. Pada kondisi ini VRB harus di-charge dengan setting daya minimal 20 kW
agar kapasitasnya bertambah. Gambar 2.22 memperlihatkan proses charging, terlihat bahwa
PTKKE-BPPT
39
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
besar daya aktif PCS A(biru muda) dan daya aktif PCS B (biru tua) pada saat proses charging.
Pada grafik di atas juga terlihat besar kapasitas baterai (hijau) mulai bertambah seiring dengan
proses charging. Besar daya charge di set di 200 kW.
Gambar 2.22 Proses charging VRB A&B (22 oktober 2013)
2.3.2.4 Start SOP2
Gambar 2.23 memperlihatkan grafik keseluruhan proses SOP2. Dari grafik ini terlihat bahwa
pada saat grid dilepas dimana VRB dalam mode VF, jaringan PLN (grid) menjadi mati
(blackout), dan VRB masuk dalam mode BSM (standby). Ini berarti bahwa SOP2 tidak berhasil.
Hal ini disebabkan VRB membutuhkan tegangan referensi dari grid seperti halnya grid inverter
pada PV. Untuk mengatasi hal ini, maka perlu ditambahkan tegangan referensi pada VRB.
Namun demikian VRB dapat beroperasi dengan grid pada SOP3 (full grid), dimana semua
sistem (PV, VRB dan grid) tetap on.
Gambar 2.23 Proses keselurunan SOP2 (22 oktober 2013)
PTKKE-BPPT
40
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
2.3.2.5 Beban Kodi
Gambar 2.24 memperlihatkan profil beban penyulang Kodi. Pada siang hari membutuhkan daya
kurang dari 200 kW, sedangkan pada saat beban puncak mencapai 400 kW.
Gambar 2.24 Beban Kodi pada 21 oktober 2013
2.3.3 Pemakaian energi sendiri VRB
Sistem penyimpan energi VRB dapat beroperasi dalam mode PQ, mode VF, dan BSM. Besar
pemakaian sendiri pada VRB digunakan untuk keperluan pompa dan peralatan kontrol lainnya.
Untuk 1 unit VRB berubah berdasarkan aktifitas besar daya charging dan discharging dengan
daya maksimum 20 kW. Berikut daya pemakaian sendiri berdasarkan hasil pemantauan:
a. Peralatan kontrol
b. idle mode
c. Charging/discharging
: 2 kW (5 kVA) tiap unit
: 5 kW (7kVA) tiap unit.
: 12-20 kW tiap unit.
Energi charge ke VRB hingga 22 Oktober 2013 VRB A 1.863,6 kWh. Data chiller tidak
terpantau di SCADA. Daya chiller 40 kVA. Sementara PJU, komputer, SCADA, dan peralatan
lainnya sebesar 6,6 kVA.
2.4 Analisis
2.4.1 Status operasi
Hingga saat ini baterai VRB belum dioperasikan sesuai prosesur normal (SOP3). Hal ini selain
disebabkan masalah teknis juga masalah non-teknis yang belum ada solusinya. Masalah teknis
yang ada hingga saat ini adalah rusaknya (error message) pada kedua PCS (A dan B). Sedangkan
masalah non-teknis adalah belum ada kata sepakat dalam suplai kebutuhan energy sendiri bagi
VRB.
PTKKE-BPPT
41
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
2.4.2 Energy balance
Mengingat sistem penyimpan energi VRB memputuhkan energi untuk mensuplai komponen
penunjang sistem VRB seperti pompa elektrolit, chiller, control, dll. Tabel 2.3 memperlihatkan
energy balance sistem PLTS smart-grid Sumba hingga bulan Oktober 2013. Dari tabel tersebut
terlihat bahwa tiap PCS membutuhkan daya sebesar 2 kW. Sedangkan pompa elektrolit
membutuhkan daya sekitar 5 kW (pada putaran 35 Hz). Dengan demikian konsumsi energi untuk
kebutuhan sendiri pada sistem PLTS smart-grid Sumba adalah sebesar 16,668 kWh. Jika
produksi energi dari sistem PLTS sebesar 88,456 kWh, maka terdapat surplus energi sebesar
71,788 kWh.
Tabel 2.3. Energy balance sistem PLTS smart-grid Sumba
NO
EQUIPMENTS
1 ENERGY PRODUCTION (kWh)
A. INVERTER 1
B. INVERTER 2
C. INVERTER 3
D. INVERTER 4
E. INVERTER 5
2 ENERGY CONSUMPTION (kWh)
VRB A (INCL. PCS A)
VRB B (INCL. PCS B)
CHILLER
LIGHTING, COMPUTER, SCADA, ETC
ENERGY BALANCE (kWh)
QTY
ENERGY (kWh)
TOTAL (kWh)
1
1
1
1
1
17,113.30
27,214.20
16,195.50
16,440.10
11,493.20
17,113.30
27,214.20
16,195.50
16,440.10
11,493.20
1
1
1
1
1,863.60
1,863.60
1,536.00
11,404.80
1,863.60
1,863.60
1,536.00
11,404.80
ENERGY TOTAL
(kWh)
88,456.30
REMARKS
REAL DATA
REAL DATA
REAL DATA
REAL DATA
REAL DATA
(16,668.00)
REAL DATA
REAL DATA
ESTIMATION
ESTIMATION
71,788.30 ENERGY SURPLUS (kWh)
2.5 Kesimpulan
a. Pada prinsipnya sistem penyimpan energi jenis vanadium redox battery (VRB), yang
terpasang pada sistem PLTS smart-grid di Sumba Barat Daya dapat berfungsi dengan baik,
sebagai penyangga (buffer) untuk mengatasi masalah fluktuasi produksi energi dari sistem
PLTS (SOP3).
b. Modus operasi stand-alone (SOP2) yang dimaksudkan untuk mensuplai listrik dari sistem
PLTS smart-grid (termasuk baterai) tidak dapat dilakukan, karena operasi VRB maupun
PLTS membutuhkan tegangan referensi untuk sinkronisasi tegangan maupun frekuensi.
c. Konsumsi daya total untuk keperluan sistem penyimpan energi VRB sendiri (konsumsi diri)
pada saat beban penuh (mode VF) adalah sebesar 20 kW per unit, termasuk pompa
electrolyte, PCS dan komponen kontrol lainnya, tetapi tidak termasuk chiller. Sedangkan pada
mode BSM hanya membutuhkan daya sekitar 7 kW, dimana kebutuhan energi ini diperoleh
dari baterai itu sendiri, dan mode “idle” membutuhkan daya dari grid sebesar 5 kW.
d. Untuk mengatasi masalah konsumsi VRB pada malam hari, maka pada malam hari, VRB
dapat dioperasikan dalam mode BSM atau mode idle.
PTKKE-BPPT
42
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
e. Penggunaan penyimpan energi VRB dalam sistem PLTS smart-gird (terkoneksi ke grid
terbatas) sangat bermanfaat dalam meningkatkan kinerja sistem PLTS dan kualitas jaringan
PLN yang ada.
2.6 Rekomendasi
a. Agar VRB dapat beroperasi dengan normal kembali, maka harus ada beberapa hal yang harus
dilakukan, antara lain:
• Perbaikan 2 unit PCS (power control system), dan UPS.
• Pemeliharaan peralatan dan komponen VRB secara berkala sesuai dengan SOP
• Penambahan nitrogen, dll.
b. Perlu koordinasi yang lebih intensif antara BPPT, PLN dan Pemda.
PTKKE-BPPT
43
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
BAB III
PENGUJIAN SISTEM KELISTRIKAN DAN SMART GENSET
3.1 Pendahuluan
Level penetrasi sistem photovoltaic ke jaringan PLN sangat bergantung dengan sistem
photovoltaic yang diterapkan.
Saat ini secara umum bahwa besarnya penetrasi sistem photovoltaic ke jaringan PLN
hanya dibatasi sekitar 10% - 15 %. Hal ini berkaitan dengan kemampuan penyesuaian antara
beban dan pasokan listrik ke jaringan PLN.
Pada Umumnya pembangkit PLN didaerah kepulauan adalah beberapa diesel generator
terhubung paralel.
Namun pembangkit diesel generator tersebut tidak dilengkapi dengan pengaturan
otomatis yang memadai. Semua pengaturan dilakukan secara manual. Sehingga ketika
pembangkit diesel ini dikombinasikan dengan sistem photovoltaic yang sangat bergantung
kondisi alam, maka sering terjadi kegagalan sistem pasokan listrik ke jaringan. Karena
pengaturan pembangkit diesel secara manual tidak memungkinkan penyesuaian kinerja yang
berubah setiap saat karena faktor alam.
Sistem smat micro grid yang ditempatkan di Sumba Barat dimaksudkan untuk
dijadikakan project percontohan agar system photovoltaic mampu memberikan level
penetrasi yang lebih tinggi dari yang saat ini diberlakukan.
3.2 Gambaran Umum
3.2.1 Data elektrik Sumba bagian Barat
Sistem kelistrikan Sumba Bagian Barat memiliki tiga pusat pembangkit yaitu, PLTMH
Lokomboro, PLTD Waikabubak, dan PLTD Waitabula. Tegangan yang digunakan pada
saluran transmisi adalah 20 kV. PLTMH Lokomboro interkoneksi dengan PLTD
Waikabubak. Kemudian antara Waitabula dan Waikabubak saat ini telah terhubung pada
sistem tegangan 20 kV, sehingga sistem kelistrikan di Sumba Barat telah didukung oleh
ketiga sistem pembangkit. Saat ini telah terpasang pembangkit listrik dengan total kapasitas
8370 kW dengan daya mampu 6870 kW.
Pada tahun 2011 mulai dibangun PLTS Bilacenge dengan kapasitas photovoltaic
sebesar 500 kWP. Pada tahun 2013 sistem PLTS Bilecenge diseahterimakan operasinya
kepada PLN.
PTKKE-BPPT
44
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
a. PLTD Waitabula:
• Terdapat 4 genset di dalam PLTD Waitabula. Genset milik PLN 2 unit ( MAN 250 kW
dan MAN 500 kW) dan genset sewa 2 unit (Komatsu 500 kW dan Komatsu 800 kW).
• Smart genset dipasang di PLTD Waitabula dengan kapasitas 2x135 kVA.
• Selain smart genset dipasang juga 1 unit trafo 400 V/20 kV.
• Ke empat genset eksisting di PLTD Waitabula dengan fasilitas sinkron pada sistem
tegangan 20 kV dan smart genset dengan fasilitas sinkron pada sistem tegangan 400 V.
b. PLTD Waikabubak.
• Terdapat 8 genset di dalam PLTD Waikabubak.
• Terdapat 3 unit genset (Yanmar 1, Yanmar 2 dan SWD) dengan fasilitas sinkron di
sistem tegangan 400 V dan 5 unit genset (Deutz, MWM, MTU 6, MAN dan MTU 8 )
dengan fasilitas sinkron pada sistem tegangan 20 kV.
c. PLTMH Lokomboro.
• Terdapat 5 unit PLTMH pada sistem PLTMH Lokomboro.
• Kapasitas generator adalah Unit 1 : 800 kW, Unit 2 : 500 kW, unit 3 : 500 kW unit 4 :
200 kW dan unit 5 : 200 kW. Total kapasitas PLTMH Lokomboro 2200 kW.
• Semua generator pada PLTMH Lokomboro dilengkapi dengan fasilitas sinkron di
sistem tegangan 20 kV.
Berikut adalah resume kapasitas pembangkit di Sumba Barat.
Tabel 3.1 Pembangkit Listrik di Sumba Barat
NO
1
2
LOKASI
WAIKABUBAK (PLTD)
PLN
SEWA
WAITABULA (PLTD)
PLN
SEWA
3
LOKOMBORO (PLTMH)
PLN
MERK
DAYA (KW)
TERPASANG MAMPU
Yanmar
Yamnar
Deutz
SWD
Deutz
MTU
MAN
MAN
Komatsu
270
270
250
330
400
500
500
500
700
180
180
150
210
250
330
400
350
600
MAN
MAN
Komatsu
Komatsu
250
500
800
800
220
400
650
650
Alstom
J&P
J&P
J&P
J&P
800
500
500
250
250
800
500
500
250
250
PTKKE-BPPT
45
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
3.2.2 Saluran transmisi
Konduktor yang digunakan adalah A3C. Ukuran yang digunakan bervariasi (50, 70, 90, dan
150 mm2). Sebagian besar memiliki ukuran 70 mm2.
3.2.3 Kurva beban harian
Pada saat awal program micro grid sistem Sumba (2010) telah dilakukan studi beban untuk
PLTD Waitabula.
Saat itu (2010) PLTD Waitabula dan PLTD Waikabubak belum terhubung.
(interkoneksi). Terukur bahwa besarnya beban dasar sekitar 800 kW dan beban puncak 1500
kW.
Saat ini (16 Juni 2013), tercatat beban dasar menjadi 1250 kW dan beban puncak
sekitar 2100 kW.
Hal ini disebabkan oleh adanya interkoneksi antara sistem Waitabula dan sistem
Waikabubak.
Data 2010
Gambar 3.1 Kurva beban harian sistem Waitabula 2010
2,250
2,000
1,750
1,500
1,250
1,000
750
500
250
-
Data 2013
00.00
01.0002.00
03.00
04.00
05.00
06.00
07.00
08.00
09.00
10.0011.0012.0013.0014.0015.0016.0017.0018.0018.3019.0019.3020.0021.0022.00
23.00
24.00
Series1 1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1 2 2 2
1
1
1
1
Gambar 3.2 Kurva beban harian sistem Sumba Barat 2013
3.2.4 Single line diagram
Single line Sumba Jaya tergambar di dalam tampilan pada sistem SCADA smart grid.
PTKKE-BPPT
46
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
3.2.5 PLTS Bilacenge
Terdapat 500 kWp modul photovoltaic thin film dengan disusun menjadi 5x100 kWp. PLTS
Bilacenge dilengkapi dengan inverter 5x100 KW serta 1 unit trafo 630 kVA. Semua inverter
PLTS Bilacenge dilengkapi dengan fasilitas sinkron di sistem tegangan 400V.
3.2.6 VRB storage.
Terdapat 1 unit VRB storage berkapasitas 500 kWh. VRB storage dilengkapi dengan PCS
(inverter) 2x250 KW serta trafo 630 kVA. Semua PCS (inverter) VRB storage dilengkapi
dengan fasilitas sinkron di sistem tegangan 400V.
Gambar 3.3 Overview sistem Sumba Barat 2013
Komponen smart grid Sumba terdiri atas:
a. Sistem PV: 5 x 100 kWp dilengkapi 5 unit Inverter 100 kW/3-Phase.
Gambar 3.4 PV array 500 kWp
PTKKE-BPPT
47
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
b. Sistem penyimpan: 500 kWh dilengkapi unit bidirectional inverter 400 kW.
Gambar 3.5 VRB 500 kWh
c. Smart grid control system, terdiri atas:
• Smart grid controller.
• Sistem pengukuran dan penginderaan.
• Sistem komunikasi.
• Aktuator.
• Sistem proteksi.
d. Sistem smart genset: diesel generator set dengan kapasitas 2x135 kVA(berada di PLTD
Waitabula)
Gambar 3.6 Tangki BBM smart genset
Gambar 3.7 Eksisting diesel generator PLTD Waitabula (Laratama)
PTKKE-BPPT
48
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 3.8 Diesel generator smart genset di PLTD Waitabula (Laratama)
e. Trafo Step Up:
• 1 unit trafo 400 V/20 kV, 630 kVA dipasang sebagai output PLTS
• 1 unit trafo 400 V/20 kV, 630 kVA dipasang sebagai output storage system (VRB)
• 1 unit trafo 400 V/20 kV, 630 kVA dipasang sebagai output smart genset
Gambar 3.9 Tansformator 2x630 kVA, 400V/20 kV, output PV dan VRB
Gambar 3.10 Tansformator 1x630 kVA, 400V/20 kV, output smart genset
PTKKE-BPPT
49
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 3.11 Smart genset 2x135 kVA berikut generator control
Foto-foto di atas adalah smart genset (2 unit) berikut generator kontrol yang
telah dipasang di PLTD Waitabula (Laratama). Kedua genset telah dicoba di
pabrik assembling (PT HARTECH, Tangerang) dan ketika dilaksanakan factory
acceptance test (FAT) berfungsi normal.
PTKKE-BPPT
50
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 3.12 Single line diagram sistem Sumba Barat
3.3 Sistem Pembangkit Diesel (PLTD)
3.3.1 Penjelasan umum
Subsistem pembangkit diesel terdiri dari mesin diesel yang dikopelkan ke alternator 3 phasa.
Pembangkit diesel berada di lokasi PLTD WAITABULA milik PLN yang letaknya jauh dari
pembangkit listrik tenaga surya (sekitar 30 km) dan dapat dikendalikan secara otomatis.
Pembangkit diesel dilengkapi dengan kanopi yang berfungsi sebagai peredam suara mesin
diesel dan juga berfungsi sebagai pelindung pembangkit diesel dari cuara buruk, seperti panas
matahari, hujan, dll. Pembangkit diesel dilengkapi dengan tanki harian bahan bakar beserta
sistem pemipaannya yang akan bekerja secara gravitasi. Pembangkit diesel dikendalikan oleh
PTKKE-BPPT
51
2013
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
sistem smart grid melalui sistem radio-link. Pembangkit diesel dilengkapi dengan
autosyncroniser dengan jala-jala PLN.
3.3.2 Sistem starting dan sistem pengisian
Pembangkit diesel menggunakan batere untuk sistem starting yang berada pada di area
genset. Slave relays dan circuit breaker utama untuk mesin diesel terletak berdekatan dengan
controller mesin yang terpasang pada mesin.
Pembangkit diesel dilengkapi dengan sistem automatic starting yang dapat
dikendalikan oleh signal diesel start dari sistem smart grid. Sistem automatic starting ini
akan memberikan signal fault kepada sistem master controller pada saat terjadi kegagalan
starting.
3.3.3 Kapasitas pembangkit
Pembangkit PLTD yang akan digunakan adalah sebesar 2x135 kVA, dilengkapi dengan
sistem pemipaan dan trafo step-up 1x630 kVA
3.4 Smart Grid Controller
3.4.1 Algoritma energy management system
Load
Data
Microhydro
Data
Existing Diesel
Data
PLTS
Data
Storage
Data
Backup Diesel
Data
Processor
KVA gen rating,
KVA gen,
KVA load
No
Optimal
power flow
Yes
KVA Load > Current
KVA Gen Rating
Remain storage energy
<20 % capacity
Or
Inverter output > 90 %
Inverter rating
No
Power generation
from storage
Yes
Backup Diesel
output > 80 %
KVA rating
Yes
Load Shedding
No
Power generation
from backup diesel
Gambar 3.13 Algoritma sistem smart micro grid Sumba
PTKKE-BPPT
52
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
3.4.2 Energy management system
Energy management berfungsi untuk mengatur penggunaan energi pada suatu sistem.
Beberapa aspek yang ingin dicapai dengan penggunaan energy management adalah sebagai
berikut:
a. Kehandalan.
Suatu sistem tenaga listrik harus handal dalam menyuplai beban yang berubah-ubah. Salah
satu hal yang dapat memicu kegagalan sistem tenaga (black out) adalah frekuensi sistem
yang tidak stabil. Black out dapat dipicu oleh lepasnya sebuah pembangkit dari sistem
akibat pembangkit tersebut under frequency. Lepasnya sebuah pembangkit dapat memicu
pembangkit lain untuk melepaskan diri dari sistem hingga akhirnya sistem akan black out.
Energy management yang baik akan menjaga agar sistem tetap handal.
b. Kualitas Daya.
Sistem smart grid Sumba Barat memanfaatkan energi matahari sebagai salah satu energi
yang dikonversikan menjadi energi listrik. Salah satu kelemahan energi matahari adalah
sifatnya yang intermitten. Salah satu cara untuk menanggulangi ketersediaan energi
matahari yang bersifat intermitten adalah penggunaan sistem storage. Sistem storage
tersebut akan berfungsi sebagai buffer apabila daya yang dibangkitkan oleh PLTS
berfluktuasi. Dengan energy management yang baik maka kualitas daya sistem tenaga
listrik tetap baik.
c. Keekonomian.
Penggunaan energi fosil sebagai sumber energi primer pembangkit listrik mulai dihindari
oleh penyedia listrik. Faktor lingkungan menjadi salah satu pemicu ditinggalkannya energi
fosil. Selain itu biaya pembangkitan listrik dengan menggunakan energi fosil mahal
sehigga harga jual listrik akan tinggi. Pemanfaatan energi terbarukan merupakan salah satu
solusi untuk menekan biaya pembangkitan listrik. Indonesia sebagai negara yang berada di
garis khatulistiwa memiliki potensi energi terbarukan berupa sinar matahari yang
melimpah. Oleh karena itu, dari segi ekonomi pembangkitan listrik menggunakan energi
terbarukan akan menguntungkan.
3.4.3 Diagram alir sistem kendali smart grid
Sistem kendali smart grid yang diusulkan adalah sebagai berikut:
a. Slave controller (RTU) akan mendeteksi apakah komunikasi dengan master controller
berfungsi dengan baik atau tidak.
b. Jika komunikasi gagal maka masing-masing slave controller akan memiliki otoritas untuk
mengatur masing-masing substation.
c. Jika komunikasi berjalan dengan baik maka sistem akan diatur oleh master controller.
Skema saat komunikasi berjalan dengan baik:
Saat kVA beban < kVA pembangkit
• Cek kapasitas storage.
• Jika kapasitas storage > 20%.
PTKKE-BPPT
53
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
• Storage menyuplai daya ke sistem.
Jika kapasitas storage < 20%.
• Storage standby.
• Smart genset akan menyuplai daya ke sistem.
• Saat output smart genset > 95 % maka kendali akan memberikan sinyal kepada genset
backup eksisting untuk menambah daya.
• Jika genset backup eksisting tidak memberi tambahan daya maka akan dilakukan load
shedding.
Saat kVA beban > kVA pembangkit.
• Cek apakah semua beban yang dapat dikendalikan terhubung ke sistem..
− Jika tidak, berarti ada beban yang dapat dihubungkan ke sistem. Beban tersebut akan
dihubungkan kembali ke sistem.
− Jika ya, maka kapasitas storage akan diperiksa.
• Jika kapasistas storage < 80% maka storage akan charging.
• Jika kapasistas storage > 80 % maka keluaran inverter PV akan diturunkan untuk
menyesuaikan dengan beban.
Ilustrasi di atas dapat dijabarkan dalam urutan sebagai berikut:
a. Data pembangkit listrik tenaga mikrohidro (PLTMH), pembangkit listrik tenaga diesel
(PLTD) eksisting, pembangkit listrik tenaga surya (PLTS), penyimpan energi (storage),
dan PLTD back up (PLTD baru) diolah oleh processor.
b. Dari hasil pengolahan diperoleh kVA rating dari masing‐masing pembangkit, kVA yang
dibangkitkan, rating kVA sistem saat ini dan kVA beban. Jadi sistem pengendali
mengetahui pembangkit mana saja yang saat ini terhubung ke jaringan. Selain itu aliran
daya bidirectional inverter juga diketahui, apakah sistem penyimpan sedang discharge
atau charging.
c. Apabila kVA beban lebih kecil dari pada daya terpasang sistem saat ini maka sistem akan
melakukan optimal power flow. Misalkan:
• Pada pagi hari total beban adalah 1000 kW.
• Beban ini disuplai oleh PLTMH, PLTS, dan PLTD eksisting.
• Jika sistem tidak beroperasi secara optimal maka beban tersebut akan disuplai oleh
PLTMH sebesar 800 kW (karena beroperasi sebagai baseload), PLTS 100 kW (misal
pada pagi hari PLTS hanya mampu memberikan 100 kW), dan PLTD eksisting 100 kW
(20% dari daya output nominal). Operasi PLTD ini tidak efisien.
• Agar pembangkitan daya oleh PLD efisien, operasi PLTD harus pada titik optimalnya.
Kelebihan daya yang dibangkitkan ini akan disalurkan ke sistem penyimpanan energi
dengan catatan pada saat itu kapasitas energi sistem penyimpanan tidak dalam kondisi
penuh.
d. Apabila PLTMH, PLTD eksisting dan PLTS sudah tidak dapat memenuhi kebutuhan
beban, maka storage akan menyuplai daya ke sistem.
PTKKE-BPPT
54
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
e. Sistem penyimpanan akan terus mensuplai daya hingga kapasitas energi tersisa 20% atau
keluaran bidirectional inverter melebihi 90% ratingnya atau beban sudah kembali normal
dan dapat disuplai oleh PLTD+PLTS+PLTMH.
f. Apabila energi yang tersimpan pada storage < 20% atau beban terus bertambah hingga
kemampuan inverter storage terlewati (>90%) maka PLTD cadangan akan dihidupkan.
g. Apabila PLTD cadangan sudah tidak bisa memenuhi kebutuhan beban maka akan
dilakukan load shedding.
Secara rinci, alur kerja pengendalian sistem smart grid Sumba dalam setiap kondisi
digambarkan sebagai berikut:
a. Kondisi 1:
• Saat kVA pembangkit < kVA beban (daya dari PV rendah).
• Kapasitas storage > 20 %.
Gambar 3.14 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kapasitas storage >20%.
b. Kondisi 2:
• Saat kVA pembangkit < kVA beban (daya dari PV rendah).
• Kapasitas storage < 20 %.
Gambar 3.15 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kapasitas storage <20%.
c. Kondisi 3:
• Saat kVA pembangkit < kVA beban (daya dari PV rendah).
• Kapasitas storage < 20 % dan output PLTD SG > 95%.
• PLTD existing membantu.
PTKKE-BPPT
55
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 3.16 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kapasitas storage <20% dan
output smart genset >95% dan PLTD eksisting membantu.
d. Kondisi 4:
• Saat kVA pembangkit < kVA beban (daya dari PV rendah).
• Kapasitas storage < 20 % dan Output PLTD SG > 95%.
• PLTD existing tidak membantu.
Gambar 3.17 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kapasitas storage <20% dan
output smart genset >95% dan PLTD eksisting tidak membantu.
e. Kondisi 5:
• Saat kVA pembangkit > kVA beban (daya dari PV berlebih).
• Load masih terputus.
Gambar 3.18 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kVA pembangkit > kVA
beban.
PTKKE-BPPT
56
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
f. Kondisi 6:
• Saat kVA pembangkit > kVA beban (daya dari PV berlebih).
• Kapasitas storage < 80 %.
• Semua load terhubung.
Gambar 3.19 Algoritma sistem smart micro grid Sumba pada kVA pembangkit > kVA beban
dan kapasitas storage <80%.
g. Kondisi 7:
• Saat kVA pembangkit > kVA beban (daya dari PV berlebih).
• Semua load terhubung.
• Kapasitas storage > 80%.
Gambar 3.20 Algoritma Sistem Smart Micro Grid Sumba Pada kVA Pembangkit > kVA
Beban dan Kapasitas Storage >80%
h. Kondisi 8:
• Komunikasi Gagal
PTKKE-BPPT
57
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
3.5 Kinerja/Analisa
Seluruh instalasi sistem smart micro grid Sumba (SMGS) telah selesai dan tahap berikutnya
adalah komisioning masing-masing komponen SMGS.
Berikut ini akan dibahas berkait dengan smart genset dan sistem PLTS Bilacenge.
a. Smart genset sebesar 2x135 kVA telah dilakukan factory acceptance test (FAT) di pabrik
genset HARTECH yang berlokasi di Tangerang. Pada saat test, genset tersebut tidak
dilengkapi dengan synchronizer dan kedua genset hanya dilengkapi dengan automatic
transfer switch (ATS).
b. Ketika instalasi smart genset di lokasi PLTD Waitabula sudah dilengkapi dengan tangki
bahan bakar, exhaust system, trafo 1x630 kVA, 400 V/20 kV dan generator control panel
termasuk speed controller dan load sharing controller.
c. Smart genset dapat dioperasikan secara remote dari ruang kontrol PLTS Bilacenge, baik
secara manual dan otomatis.
PTKKE-BPPT
58
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
d. Smart genset diset sedemikian rupa untuk beroperasi secara full delivery daya secara
maksimum (80% kapasitas ). Artinya ketika smart genset di start, maka akan mensuplai
daya ke sistem sebesar 2x(80%x135 kVA) atau sekitar 173 kW, pada PF 0.8.
e. Pada saat ini telah terjadi kerusakan pada salah satu controler generator, sehingga saat ini
hanya 1 unit smart genset yang dapat beroperasi.
Realisasi kinerja sistem SMGS telah berubah dari awal direncanakan sebagaimana
dijelaskan pada bab sebelumnya.
Pada konsep awal, sistem SMGS akan memonitor seluruh sistem pembangkit di
Sumba Barat dan akan memutuskan berapa daya yang harus disuplai ke beban dan bahkan
hingga saat dilakukan tindakan load shedding.
Pada realisasinya bahwa sistem PLTS Bilacenge jauh lebih kecil dari pada seluruh total
kapasitas pembangkit di Sumba Barat sehingga algoritma berubah menjadi mengendalikan
sistem PLTS Bilacenge beserta komponen pendukungnya yaitu storage (VRB) dan smart
genset.
Konsep ini dapat dikatakan bahwa PLTS Bilacenge akan mensuplai daya ke sistem
(jaringan) pada level konstan. Artinya suplai PLTS Bilacenge ke jaringan sejak awal dibatasi
sesuai kemampuan sistem PLTS.
Sebagai pemasok energi listrik adalah modul photovoltaic dan sebagai penstabil
outputnya adalah storage (VRB) dan smart genset.
Pada kondisi normal (tidak berawan) maka PLTS akan memasok listrik ke Jaringan
tanpa bantuan dari VRB dan smart genset.
Namun ketika terjadi awan, maka PLTS memasok listrik ke jaringan dengan bantuan
VRB dan smart genset. Intinya PLTS memasok listrik ke jaringan tidak berfluktuasi.
Sehingga PLTD eksisting yang dioperasikan secara manual tidak dituntut untuk menstabilkan
pasokan daya seirama dengan awan yang menghalangi permukaan modul photovoltaic.
Dari terakhir kali percobaan di lapangan diputuskan bahwa SMGS akan beroperasi
pada pagi hingga sore hari.
Energi storage (VRB) digunakan sebagai buffer energi photovoltaic yang setiap terjadi
awan , maka VRB akan melepaskan muatanya ke jaringan yang besarnya sesuai dengan
besarnya kekurangan pasokan listrik dari photovoltaic yang berkurang dari semestinya.
Sedangkan smart genset hanya beroperasi ketika kapasitas VRB <30% dan berhenti
operasi ketika kapasitas VRB >80%.
Terakhir kali dilakukan percobaan dilapangan urutan kinerja SMGS dilapangan belum
dapat direalisasikan karena terjadi kerusakan komponen sistem SMGS secara mendadak.
PTKKE-BPPT
59
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
3.6 Kesimpulan
Dari desain awal hingga percobaan di lapangan, dapat diambil kesimpulan antara lain :
a. Terjadi perbedaan yang sangat besar antara desain awal dan realisasi di lapangan.
b. Perbedaan tersebut diduga karena kurang intensifnya monitoring dan evaluasi kinerja di
lapangan.
c. Kelemahan sistem ini tidak melibatkan kondisi seluruh PLTD dan PLTMH serta PLTS di
Sumba Barat.
d. Perubahan algoritma, yang sebelumnya seluruh sistem Sumba Barat menjadi hanya
sekitar Waitabula untuk menyederhanakan permasalah yang luas. Karena diduga bahwa
PLTD Waitabula diperankan sebagai load follower.
e. Yang terjadi saat ini adalah memonitor kondisi beban dan pembangkitan PLTD Waitabula,
Waikabubak dan PLTMH Lokomboro. Kemudian meminta slot kapasitas energi PLTS
yang akan memasok ke sistem dan menjaganya agar tetap stabil.
f. Algoritma hanya difokuskan pada kondisi beban dan suplai dari masing-masaing
pembangkit. Sehingga peran PLTS hanya untuk menjaga agar suplai dari PLTS ke grid
konstan.
g. Agar sistem PLTS memasok daya listrik yang konstan, maka antara PLTS, VRB dan
smart genset harus berkomunikasi secara kontinyu. Sehingga bilamana ada penurunan
daya dari PLTS, maka akan disuplai sebesar daya yang berkurang itu oleh VRB dan smart
genset.
h. Dari beberapa kali percobaan operasi terjadi kegagalan baik yang disebabkan kondisi
alam, sambaran petir, terbakarnya panel modul photovoltaic, binatang pengerat (tikus) dan
gangguan lainnya yang tidak diketahui sebabnya.
i. Sistem SMGS belum beroperasi dengan normal/baik. Beberapa kali percobaan di
lapangan gagal dilaksanakan. Sehingga terkesan bahwa sistem SMGS gagal
3.7 REKOMENDASI
Untuk menjadikan sistem PLTS Bilacenge ini sebagai pilot plant ( percontohan), maka dapat
direkomendasikan :
a. Sistem PLTS Bilacenge harus dapat beroperasi sebagai mana direncanakan awal.
b. PLTS akan memasok sekitar 400 kW daya listrik ke jaringan.
c. Bilamana terjadi penurunan daya pasokan PLTS ke jaringan, maka segera VRB memenuhi
kekurangannya.
d. Bilamana VRB sudah memberikan storage daya listriknya ke jaringan dan masih kurang,
maka smart genset akan beroperasi untuk mensuplai tambahan kekurangannya.
e. Bilamana ketiga komponen sudah memberikan energi listriknya ke jaringan dan masih
belum cukup, maka PLTD eksisting (Waitabula) menambah daya pasokan ke jaringan.
f. Prinsip algoritma di atas adalah menjaga frekwensi sistem kelistrikan Sumba Barat berada
pada level 50 Hz, tanpa mengatur suplai daya dari mesin-mesin diesel generator milik
PLN (sewa dan milik PLN)
g. Untuk itu harus memperbaiki VRB yang rusak (PCS2) dan juga kontroler smart genset.
PTKKE-BPPT
60
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
h. Merubah algoritma yang saat ini diberlakukan dengan algoritma baru. Pada Kondisi saat
ini diperlukan algoritma baru yang sesuai dengan kondisi kelistrikan saat ini (2013). Dan
bahkan harus diantisipasi perkembangan kelistrikan dimasa-masa yang akan datang. Pasti
terjadi pertambahan beban.
i. Peningkatan kerjasama di bidang penelitian dengan PLN, khususnya Litbang PLN,
sehingga merupakan penelitian bersama.
PTKKE-BPPT
61
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
BAB IV
PENGUJIAN SISTEM SCADA DAN MONITORING
4.1 Pendahuluan
4.1.1 Sisem SCADA pada kelistrikan
Keperluan penyediaan tenaga listrik bagi para pelanggan (costumer) yang baik dan handal
maka diperlukan berbagai peralatan listrik yang saling terkait satu sama lain. Berbagai
peralatan listrik ini dihubungkan satu sama lain sehingga mempunyai inter relasi dan secara
keseluruhan membentuk suatu sistem tenaga listrik (incorporated plant system). Yang
dirnaksud dengan sistem tenaga listrik disini adalah sekumpulan pusat penghasil/pembangkit
listrik (plant) dan gardu induk (pusat beban) yang satu sama lain dihubungkan oleh jaringan
transmisi sehingga membentuk sebuah kesatuan interkoneksi.
Tahun 2006 melalui Keppres 05/2006, Pemerintah telah menetapkan sasaran bauran
energi (energy mixed) nasional dengan 17% dari total energi akan disediakan/dipasok oleh
energi baru dan terbarukan (EBT, renewable energy). EBT akan memiliki peranan yang sangat
signifikan dimasa mendatang untuk mendukung kebijakan pemerintah, baik sebagai
pembangkit terpisah jaringan (off-grid plant) maupun terintegrasi pada jaringan (on-grid).
Peintegrasian plant EBT ke jaringan (grid) yang telah ada (existing) dan dikelola perusahaan
listrik negara (PLN), saat ini menjadi tantangan tersendiri bagi perkembangan kelistrikan di
Indonesia.
Dengan kondisi keanekaragaman topografi di Indonesia, umumnya plant EBT dengan
plant EBT yang lain terpisah satu sama lain dengan jarak yang cukup jauh dari grid eksisting
PLN. Faktor lain yang menjadi tantangan tersendiri adalah karakteristik plant EBT yang
bersifat sementara (intermitten) sehingga terjadi kesulitan atau bahkan tidak dimungkinkan
apabila penyatuan (integrasi) ke grid dilakukan secara manual dengan bantuan operator.
Seiring dengan waktu dan pesatnya kemajuan teknologi information communication
technology (ICT) pada bidang aplikasi otomasi dan kontrol, memungkinkan beberapa plant
EBT berintegrasi secara otomatis dan sinkron terhadap grid secara terus-menerus (continue)
dengan memanfaatkan mekanisme kerja yang dikendalikan oleh peralatan elektronik
(electronic hardware) berdasarkan urutan-urutan perintah (contro lalgorithm) dalam bentuk
program perangkat lunak (electronic software) yang disimpan di dalam unit memori kontroler
elektronik, mekanisme ini lazimnya disebut sistem SCADA (supervisory control and data
acquisition).
Sistem SCADA adalah sistem yang mampu melakukan pengawasan dan pengendalian
(controlling) jarak jauh. Sistem SCADA mampu melakukan pengambilan data (data
acquisition) dengan baik dan menganalisis data tersebut, sehingga dapat melakukan
pengawasan (supervisory) dan pengendalian (controlling) terhadap keseluruhan proses yang
sedang berjalan secara terus menerus (continue). Lima komponen utama dalam sistem SCADA
pada umumnya terdiri dari:
a. Master station/master terminal unit (MTU).
PTKKE-BPPT
62
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
b. Remote terminal unit (RTU)/programable logic control (PLC).
c. Instrumentasi lapangan (sensor, tranduser, kontaktor, valve, etc).
d. Link komunikasi (gelombang radio line of side, internet service provider, satelit, power line
carrier).
e. Perangkat lunak/Software .
Sistem SCADA yang diterapkan pada smart micro-grid Sumba (SMGS) diharapkan
mampu mengintegrasikan PLTS skala besar dengan teknologi thin film ke grid eksisting PLN
dengan ‘smart battery’ dan ‘smart genset’ sebagai back-up system sehingga diharapkan
renewable energy plant secara continue terintegrasi. Lebih jauh, dengan sistem SMGS bisa
meminalisir gangguan-gangguan kelistrikan dan membantu memperbaiki sistem kelistrikan di
pulau Sumba sehingga mempermudah tugas operasional PLN. Berikut ini beberapa hal yang
bisa dilakukan oleh sistem SCADA SMGS:
a. Memudahkan integrasi EBT ke grid PLN dengan meminimalisir gangguan ke pelanggan.
b. Mengakses pengukuran kuantitatif dari proses-proses yang penting plant eksisting PLN dan
plant EBT secara langsung saat itu maupun sepanjang waktu (real-time).
c. Mendeteksi dan memperbaiki kesalahan (failure) pada sistem kelistrikan secara cepat.
d. Mengukur (measuring) dan memantau (monitoring) berupa grafik trend plantstation
maupun sub-station sepanjang waktu (real-time).
e. Menemukan dan menghilangkan kemacetan (bottleneck) dan pemborosan (inefisiensi)
sistem pembangkit berbahan bakar minyak dengan minimalisasi dampak terhadap
keseluruhan sistem plant.
f. Mengontrol proses-proses yang lebih besar dan kompleks (lebih lanjut dengan integrasi
seluruh sistem kelistrikan pulau Sumba) dengan staf-staf terlatih yang lebih sedikit.
4.1.2 Topologi sistem SCADA
Sistem SCADA mengalami kemajuan yang pesat seiring dengan kemajuan teknologi
komputasi modern. Dalam rentang perjalanan penggunaan sistem SCADA dikelompokkan
menjadi tiga kategori:
4.1.2.1 SCADA generasi pertama (monolithic)
Sistem SCADA pada awal dikembangkan dengan konsep komputasi umum yang terpusat pada
stasiun operasi induk (host master SCADA). Jaringan pada umumnya tidak ada dikarenakan
setiap sistem berdiri sendiri (stand alone system) sehingga sistem SCADA tidak terkoneksi dan
berpengaruh pada sistem yang lain.
PTKKE-BPPT
63
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.1 Arsitektur sistem SCADA generasi pertama [1]
Fungsi wide area network (WAN) ‘hanya terfokus’ pada sarana komunikasi master ke
remote terminal unit (RTU) seperti ditunjukkan pada gambar 4.1.
Umumnya, protokol komunikasi pada jaringan SCADA dikembangkan oleh vendor
dengan tujuan khusus sesuai perangkat RTU yang dijual dan merupakan hak cipta sehingga
fungsi protokol komunikasi sangat terbatas.
4.1.2.2 Scada generasi kedua (distribute)
Sistem SCADA generasi kedua memanfaatkan perkembangan dan perbaikan dalam sistem
miniaturisasi serta teknologi local area networking (LAN) untuk mendistribusikan pengolahan
sistem pada beberapa stasiun operasi (operating station). Beberapa stasiun operasi dengan
fungsi tertentu/khusus akan terhubung ke suatu jaringan LAN dan berbagi (shared) informasi
satu sama lain secara real-time. Beberapa stasiun operasi distribusi berfungsi sebagai pengelola
komunikasi, terutama komunikasi dengan perangkat lapangan seperti RTU. Beberapa stasiun
operasi yang lain sebagai operator antarmuka yang menyediakan antarmuka antara operator
manusia dengan sistem keseluruhan (human machine interfacing, HMI).
Gambar 4.2 Arsitektur sistem SCADA generasi kedua [1]
PTKKE-BPPT
64
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Sementara yang lain berfungsi sebagai pengolah perhitungan atau server pusat data (data
base server) seperti ditunjukkan pada Gambar 4.2.
Sistem dengan fungsi terdistribusi dan terkoneksi pada sebuah sistem jaringan tidak
hanya meningkatkan kecepatan pengolahan/pemrosesan sistem, akan tetapi juga meningkatkan
redundansi dan keandalan sistem secara keseluruhan, jika dibandingkan dengan skema sistem
utama/fungsi standby sederhana yang banyak diterapkan pada sistem generasi pertama. Dengan
model sistem SCADA ini, semua kondisi sistem akan tersimpan pada jaringan LAN dalam
keadaan online sepanjang waktu. Jika pada suatu kondisi, HMI sebuah stasiun operasi
mengalami gangguan atau gagal memberikan perintah/mengoperasikan sistem, maka HMI
stasiun operasi yang lain dapat digunakan untuk mengoperasikan sistem secara keseluruhan,
tanpa menunggu proses failover dari sistem primer ke sekunder.
Jaringan WAN digunakan untuk berkomunikasi dengan perangkat RTU di lapangan yang
sebagian besar tidak berubah seiring dengan penambahan/pengurangan konektivitas LAN
diantara stasiun operasi lokal pada master SCADA. Jaringan komunikasi eksternal tersebut
masih terbatas pada protokol RTU saja dan tidak akan menggangu lalu lintas (traffic) jaringan.
Seperti halnya yang terjadi dengan sistem generasi pertama, generasi kedua sistem SCADA ini
juga terbatas pada hardware, software, dan perangkat periferal yang disediakan atau
setidaknya dikhususkan oleh vendor.
4.1.2.3 Scada generasi ketiga (networked)
Sistem SCADA generasi ketiga, memiliki susunan dan fungsi berkaitan erat dengan SCADA
generasi kedua, perbedaan utama adalah sistem SCADA generasi ini susunan sistem-nya
(system architecture) lebih terbuka daripada dikendalikan vendor. Susunan fungsi sistem
keseluruhan terdiri dari beberapa sistem terkoneksi jaringan. RTU masih memanfaatkan
protokol yang menjadi hakcipta sebuah vendor. Kemajuan utama dalam generasi ketiga adalah
bahwa arsitektur sistem lebih terbuka, pemanfaatan standar protocol terbuka sehingga
memungkinkan untuk mendistribusikan fungsi SCADA di WAN dan bukan hanya LAN.
Penggunaan standar protokol terbuka akan menghilangkan sejumlah keterbatasan pada
generasi sistem SCADA sebelumnya.
Pemanfaatan sistem terbuka “off-theshelf system” memberikan kemudahan bagi
pengguna untuk menghubungkan perangkat peripheral eksternal (third party) seperti monitor,
printer, disk drive dan sejenisnya ke sistem dan/atau ke jaringan. Ketika sistem SCADA
bermigrasi ke sistem terbuka "off-theshelf system", maka secara bertahap vendor akan berubah
dari bisnis pengembangan perangkat keras (hardware). Dewasa ini, para vendor tersebut telah
melihat vendor lain berbasis pengembangan platform komputer dasar (hardware) dan
perangkat lunak (software) sistem operasi semisal compaq, hewlett-packard, dan sun
microsystems. Hal tersebut memungkinkan vendor SCADA untuk lebih berkonsentrasi pada
bagian-bagian khusus saja dimana bisa memberikan nilai tambah pada sistem secara
keseluruhan.
PTKKE-BPPT
65
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.3 Arsitektur sistem SCADA generasi ketiga [1]
Kemajuan utama sistem SCADA generasi ketiga bermula dari penggunaan internet
protocol (IP) untuk protokol WAN untuk komunikasi antara stasiun operasi induk (hostmaster
SCADA) dan peralatan komunikasi. Hal ini memungkinkan master SCADA yang bertanggung
jawab untuk komunikasi dengan perangkat lapangan (RTU) agar dipisahkan dari hostmaster
SCADA "tepat" di WAN. Vendor saat ini memproduksi RTU yang dapat berkomunikasi
dengan hostmaster SCADA dengan menggunakan koneksi ethernet seperti ditunjukkan pada
gambar 4.3.
Keunggulan lain dari penggunana sistem SCADA terdistribusi melalui WAN adalah
kemampuan daya tahan terhadap bencana. Sistem SCADA terdistribusi melalui LAN pada
generasi SCADA kedua mampu meningkatkan kehandalan akan tetapi jika terjadi kegagalan
total pada jaringan di hostmaster SCADA maka keseluruhan sistem juga akan mengalami
kegagalan. Dengan sistem SCADA terdistribusi pada lokasi yang terpisah secara fisik, maka
dimungkinkan mengembangkan sistem SCADA yang bisa bertahan dari kegagalan sistem
secara total.
4.2 Gambaran Umum (General Description)
4.2.1 Uraian singkat sistem smart micro grid Sumba (SMGS)
Kecepatan dan keakuratan data informasi sangat dibutuhkan pada pengendalian sistem tenaga
listrik yang mengintegrasikan beberapa sistem plant antara lain pembangkit listrik tenaga surya
(PLTS), pembangkit listrik tenaga mikro hydro (PLTMH), sistem penyimpan (vanadium redox
battery, VRB) dan plant yang sudah dioperasikan PLN sebelumnya yaitu pembangkit listrik
tenaga diesel (PLTD) sehingga pusat pengendali (master station) memiliki kemampuan dalam
pengendalian baik di sisi pembangkit maupun di sisi beban. Untuk itu dipilih sistem kendali
(control) smart micro-grid Sumba (SMGS), sehingga sistem yang dikendalikan dapat berfungsi
secara handal, efisien, dan ekonomis.
PTKKE-BPPT
66
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Sistem pengendalian SMGS merupakan sistem yang mengintegrasikan perangkat lunak
(software), sistem kendali (controller), antarmuka peralatan (peripherial) yang berfungsi mulai
dari pengambilan data peralatan pembangkit, pengolahan informasi yang diterima, dan
pengendalian berdasarkan hasil pengolahan informasi. Secara umum fungsi dari sistem SMGS
adalah :
a.
b.
c.
d.
Penyampaian data (data information).
Proses kegiatan dan pengawasan(monitoring).
Fungsi pengendalian (controlling).
Penghitungan dan pelaporan (analysis and reporting).
Dalam pengendalian sistem SCADA SMGS ini terdapat beberapa permasalahan yang
harus diperhatikan, yaitu:
a. Kecepatan dan kemudahan memperoleh informasi yang diperlukan.
b. Cara-cara penyajian data dan informasi bagi pengatur sistem (master station).
c. Keandalan media data, karena terganggunya media data akan berakibat terganggunya
operasi pengaturan sistem.
d. Kualitas data yang ditampilkan harus selalu yang terbaru (historical data update).
Berdasarkan faktor-faktor tersebut, maka fasilitas pendukung untuk keperluan
pengendalian sistem SCADA SMGS adalah:
a. Sistem komunikasi data.
b. Alat-alat pengolah untuk mengambil, menyimpan dan mengolah data dari sistem SCADA
SMGS.
c. Perangkat lunak untuk mengolah data, agar data dapat ditampilkan dalam pengendalian
sistem SCADA SMGS.
Tujuan dari sistem SCADA SMGS, yaitu:
a. Mempercepat proses pemulihan suplai tenaga listrik bagi konsumen yang tidak mengalami
gangguan.
b. Memperkecil kilo watt hours (kWh) yang padam akibat gangguan atau pemadaman.
c. Memantau performa jaringan untuk menyusun perbaikan atau pengembangan sistem
jaringan.
d. Mengusahakan optimasi pembebanan jaringan.
Adapun fungsi dari sistem SCADA SMGS, adalah:
a. Telecontrol, berfungsi melakukan perintah automatically remote control (open/close) atau
status (on/off) terhadap peralatan yang berada pada masing-masing sub-station.
b. Telesignaling, berfungsi mengumpulkan data status dan alarm (open, close, power supply
fault, indikasi relay atau parameter lainnya) yang dianggap perlu yang dapat membantu
dispatcher (pusat pengendali) dalam memonitor peralatan yang berada pada masingmasing sub-station.
PTKKE-BPPT
67
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
c. Telemetering, berfungsi mengukur beban yang terpasang pada alat ukur tenaga listrik (arus,
tegangan, daya aktif, frekuensi) dan semua peralatan yang berada pada masing-masing substation.
Dengan adanya peralatan SCADA SMGS penyampaian dan pemprosesan data dari
sistem tenaga listrik akan lebih cepat diketahui oleh dispatcher (pusat kontrol). Konfigurasi
sistem SCADA SMGS ditunjukkan pada gambar 4.4.
Master Controller Station
PV Substation
Storage
Substation
Load
Substation
Gambar 4.4 Konfigurasi sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Sistem SCADA SMGS di Sumba Barat ini akan dibagi ke dalam beberapa plant Substation yang diatur oleh sebuah master controller station.
PTKKE-BPPT
68
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.5 Diagram alur implementasi sistem SCADA SMGS
Pengaturan oleh stasiun operasi induk (host master controller station) untuk
mempermudah proses pengambilan data dari masing-masing sub-station, proses komunikasi
internal antara master station dan sub-station, serta mempermudah proses kendali dari master
station ke sub-station. Sistem SCADA SMGS dibagi ke dalam beberapa station/sub-station
yang didasarkan pada daerah (area), yaitu:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
Master controller station.
PLTS (photovoltaic) sub-station.
VRB baterai (battery/storage) sub-station.
PLTD Waitabula sub-station.
PLTMH Lokomboro sub-station.
Load sub-station.
PLTD Waikabubak sub-station.
Untuk mengimplementasikan sistem SCADA SMGS maka disusun langkah-langkah/alur
kerja seperti ditunjukkan diagram alur implementasi sistem SCADA SMGS pada gambar 4.5.
4.2.2 Komponen utama sistem SMGS
Komponen utama sistem SCADA smart micro-grid Sumba terdiri dari lima bagian utama yang
tersusun dan terpasang pada masing-masing sub-station dan di master station.
PTKKE-BPPT
69
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
4.2.2.1 Master station/master terminal unit (MTU)
Stasiun pemantauan utama (master station) adalah unit induk dari sistem SCADA. Master
station berfungsi sebagai pengumpul, pengatur dan pemantau semua informasi dari sub-station
sehingga menghasilkan tindakan yang diperlukan untuk setiap peristiwa atau status/kondisi
yang terdeteksi. Komponen utama yang ada pada master station adalah master terminal unit
(MTU) sebagai pengolah/pemroses utama dan man-machine interface/human machine
interfacing (MMI/HMI) sebuah software yang terpasang pada sebuah personal computer.
Gambar 4.6a Perangkat human machine interface (HMI) sistem SCADA SMGS
pada master station di Bilacenge (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
MMI/HMI menggambarkan (secara visual) sistem SCADA secara keseluruhan sehingga
memudahkan identifikasi sistem secara real-time. Setiap titik I/O (input/output) sistem
SCADA akan ditampilkan/divisualkan dalam bentuk ‘tiruan’ grafis pada layar MMI/HMI.
MMI/HMI pada sistem SCADA SMGS ditunjukkan pada gambar 4.6a, sedangkan master
terminal unit (MTU) sistem SMGS menggunakan SCADAPACK ER-Series dari Schneider
Electric seperti ditunjukkan pada gambar 4.6b. Parameter-parameter sistem dan algoritma
kontrol (control algorithm) di buat dan di ‘tanam’ pada MMI/HMI dengan menggunakan
software yang sesuai dengan perangkat MTU dan RTU yaitu clear SCADA system.
Gambar 4.6b. Perangkat Master Terminal Unit (MTU)Sistem SCADA SMGS Pada
Master StationDi Bilacenge (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
70
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
4.2.2.2 Remote terminal unit (RTU)
RTU atau bisa disebut remote telemetry unit adalah instrument/perangkat pengambil data
(dataacquisition) dan unit kendali (control) yang berdiri sendiri (stand alone), berfungsi
sebagai antarmuka (interface) yang menghubungkan plant sub-station dengan master station.
RTU umumnya berbasis microprosesor yang mampu memantau dan status/kondisi plant pada
suatu lokasi yang terpisah dari master station. Fungsi utama RTU adalah kendali dan
pengambil data suatu proses pada plant sub-station (berupa analog dan digital input) dan
mengirimkannya ke master station via komunikasi data. Perangkat RTU umumnya juga
terhubung dengan perangkat circuit braker (CB) yang berfungsi sebagai pemutus sirkuit
ataupun mengubah kondisi tap. Untuk sistem plant yang lebih kompleks, RTU terhubung
dengan perangkat intelligent electronic devices (IED) seperti relay proteksi listrik untuk proses
kendali tingkat lanjut.
Gambar 4.7 Perangkat remote terminal unit (RTU) pada masing-masing sub-station sistem
SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Sistem SCADA SMGS menggunakan 5 unit RTU SCADAPACK ES-Series dari
Schneider Electric masing-masing 2 unit RTU untuk sub-station sistem PLTS dan sub-station
sistem penyimpan (VRB storage) terhubung via komunikasi data menggunakan kabel (wired),
sedangkan 3 unit RTU lainnya masing-masing untuk sub-station PLTD Waitabula, sub-station
PLTMH Lokomboro dan sub-station PLTD Waikabubak terhubung via komunikasi data tanpa
kabel (wireless).
4.2.2.3 Instrumentasi lapangan
Perangkat/instrumentasi lapangan adalah semua perangkat yang terhubung ke peralatan atau
mesin yang dikontrol (controlling) dan dipantau (monitoring) oleh sistem SCADA. Perangkat
ini berupa sensor atau aktuator untuk mengendalikan suatu modul tertentu (pada sub-station)
dari sistem. Perangkat/instrumen ini mengkonversi parameter fisik (misal: aliran fluida,
kecepatan, tingkat cairan, dll) menjadi bentuk sinyal listrik (misalnya, tegangan atau arus)
sehingga bisa terbaca/terpantau dari master station. Pada sistem SCADA SMGS,
perangkat/instrumentasi lapangan (misal sensor, aktuator dsb) terintegrasi secara langsung
pada perangkat sistem yang di pantau seperti ditunjukkan pada gambar 4.8a-d.
PTKKE-BPPT
71
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.8a. Perangkat/instrumentasi smart battery VRB storage dan PV inverter
pada sub-station Bilacenge - Sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Gambar 4.8b. Perangkat/instrumentasi genset eksisting PLN dan smart genset (SG)
pada sub-station PLTD pada sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Gambar 4.8c. Perangkat/instrumentasi LBS (load braker switch) untuk feeder
pada sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
72
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.8d. Perangkat/instrumentasi pemantau (monitoring) power meter logic pada masingmasing sub-station sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.2.2.4 Jaringan (link) komunikasi
Adalah jaringan yang terbentuk dan berfungsi sebagai sarana komunikasi data antara master
station (melalui MTU) dan perangkat RTU. Komunikasi jaringan mengacu pada peralatan yang
dibutuhkan untuk mentransfer data dari dan ke lokasi sub-station yang berbeda. Media/sarana
(via) yang umumnya digunakan berupa kabel, telepon atau radio.
Dalam sistem komunikasi SCADA umumnya terdapat dua media komunikasi yaitu:
a. Kabel (wired)
• Kabel belit ganda (twisted pair cables)
• Kabel koasial (co-axial cables)
• Kabel serat optik (fiber optic cables)
• PLCC (power line carier communication)
Gambar 4.9a. Perangkat OutDoor Unit (ODU) dan InDoor Unit (IDU) Komunikasi
Data VSAT Sistem SCADA SMGS Pada Master Station Bilacenge
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
b. Tanpa kabel (wireless).
• Frekuensi tinggi (high frequency, HF) pada rentang 3 - 30 MHz.
• Frekuensi sangat tinggi (very high frequency, VHF) pada rentang 30-300 MHz.
• Frekuensi ultra tinggi (ultra high frequency, UHF) pada rentang frekuensi 300 – 1,5
GHz.
PTKKE-BPPT
73
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
• Gelombang mikro (line of sight microwave, LoF) rentang frekuensi >> 1,5 GHz.
• Komunikasi satelit (satellite communication) pada rentang C-band 4-6 GHz atau KuBand pada rentang 11 - 13 GHz.
• Komunikasi seluler (cellular phones).
Penggunaan komunikasi data via kabel biasanya diimplementasikan pada on site location
atau lokasi yang berdekatan atau yang sama dengan master station. Penerapan komunikasi data
via kabel untuk sistem SCADA hanya pada RTU VRB storage dan RTU PLTS dimana
lokasinya adalah di Bilacenge seperti ditunjukkan pada gambar 4.9a, sedangkan untuk lokasi
dengan kondisi kontur geografis dan faktor ekonomis yang tidak mungkin dijangkau dengan
kabel seperti halnya RTU PLTD Waitabula ditunjukkan pada gambar 4.9b, PLTMH
Lokomboro ditunjukkan pada gambar 4.9c dan PLTD Waikabubak ditunjukkan pada gambar
4.9d maka digunakan komunikasi data via satelit dengan mengunakan pelayanan jasa VSAT.
Gambar 4.9b. Perangkat out door unit (ODU) dan in door unit (IDU) komunikasi data
VSAT sistem SCADA SMGS pada sub-station PLTD Waitabula
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Beberapa faktor yang bisa dijadikan acuan dalam menentukan jenis komunikasi pada
sistem SCADA adalah:
a. Kontur geografis (pada master station dan masing-masing sub-station).
b. Kesiapan teknologi komunikasi data di sub-station.
c. Ekonomis (harga dan jenis kabel, jasa pemasangan, dsb).
Gambar 4.9c. Perangkat out door unit (ODU) dan in door unit (IDU) komunikasi data VSAT
sistem SCADA SMGS pada sub-station PLTMH Lokomboro (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
74
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.9d. Perangkat out door unit (ODU) dan in door unit (IDU) komunikasi data VSAT
sistem SCADA SMGS pada sub-station PLTD Waikabubak (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Seperti telah dijelaskan sebelumnya, bahwa sistem komunikasi data SCADA SMGS 70%
menggunakan komunikasi data tanpa kabel (wireless). Sistem komunikasi data tanpa kabel
(wireless) pada umumnya terdapat dua macam konfigurasi yaitu point-to-point dan point-tomultipoint. Konfigurasi point-to-multipoint seperti ditunjukkan pada gambar 4.10
menggunakan satu stasiun sebagai induk/master (master station) dan beberapa stasiun yang
lain sebagai slave (sub-station). Master station terletak pada ruang utama pada sistem SCADA
(on site location) dan slave (sub-station) terletak pada lokasi-lokasi sub-station terpisah (offsite location). Setiap sub-station (pada RTU) akan dikenali dan diidentifikasikan secara
berbeda satu sama lain dengan ‘pengalamatan’ khusus (addressing).
Gambar 4.10 Konfigurasi komunikasi data point to multi point
Sedangkan komunikasi data point-to-point adalah konfigurasi paling sederhana dimana
dua buah stasiun digunakan sebagai master (master station) dan satu stasiun yang lain sebagai
slave (sub-station). Proses komunikasi point-to-point dikategorikan sederhana dikarenakan
master station akan memerintahkan ke slave (sub-station) untuk ‘on’ dan dalam ketika kondisi
terpenuhi maka slave (sub-station) akan menginformasikan ke master station dan selanjutnya
kembali ke posisi awal. Konfigurasi point-to-point ditunjukkan pada gambar 4.11.
PTKKE-BPPT
75
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.11 Konfigurasi komunikasi data point to point
Konfigurasi sistem komunikasi SCADA SMGS menggunakan konfigurasi point-tomultipoint menggunakan jasa layanan VSAT. Pengalamatan (addressing) masing-masing substation diatur (setting) PC master station menggunakan software E-Series configurator dari
Schneider, dengan konfigurasi seperti ditunjukkan pada gambar 4.12a-d.
Antena
VSAT
C-Band
172.200.200.1
Modem
Router
HUB
6
2
8
172.200.200.4
PC
172.200.200.2
Micronet
172.200.200.3
ScadaPack
Gambar 4.12a. Konfigurasi perangkat komunikasi data di RTU PLTS Bilacenge pada
sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
172.200.201.1
Antena
VSAT
C-Band
Router
Modem
Eth 0 Eth 1 Eth 2 Eth 3 Eth 4
172.200.201.4
PC
172.200.201.2
Micronet
172.200.201.3
ScadaPack
Gambar 4.12b. Konfigurasi perangkat komunikasi data di RTU PLTD Waitabula pada
sistem SCADA SMGS(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Antena
VSAT
C-Band
172.200.203.1
Modem
172.200.203.2
HUB
ScadaPack
Gambar 4.12c. Konfigurasi perangkat komunikasi data di RTU PLTMH Lokomboro
pada sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
76
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
Antena
VSAT
C-Band
2013
172.200.202.1
Modem
Router
Eth 0 Eth 1 Eth 2 Eth 3 Eth 4
172.200.202.4
PC
172.200.202.2
Micronet
172.200.202.3
ScadaPack
Gambar 4.12d. Konfigurasi perangkat komunikasi data di RTU PLTD Waikabubak
pada sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.2.2.5 Perangkat lunak/software
Aspek penting dan utama dari setiap sistem SCADA adalah perangkat lunak (software)
komputer yang digunakan dalam sistem. Komponen perangkat lunak yang paling penting
adalah antarmuka operator atau MMI/HMI (man machine interface/human machine interface)
dan umumnya perangkat lunak ini merupakan sebuah paket secara keseluruhan, yang
umumnya terdiri dari beberapa perangkat lunak penyusun sistem SCADA. Tergantung pada
ukuran dan sifat dari aplikasi SCADA yang akan dikembangkan, software merupakan ‘sistem’
yang paling signifikan dalam hal pembiayaan. Untuk mendapatkan sistem SCADA yang
diinginkan, maka sistem software penyusun sistem SCADA harus didefinisikan dengan baik,
dirancang, ditulis, diperiksa, dan kemudian diuji, disesuaikan dengan kebutuhan (sesuai
rancangan algoritma kontrol). Penampilan buruk dalam setiap tahapan fase di atas
menyebabkan sistem SCADA akan mengalami kegagalan [2]. Perangkat lunak MMI/HMI
adalah sebuah kombinasi program berbasis GUI (graphical user interface) yang terpasang
(install) pada sebuah PC server sistem SCADA. Software inilah yang digunakan
membangun/desain dan mempresentasikan algoritma kontrol ke dalam sistem secara
keseluruhan yang akan dikembangkan sesuai dengan kebutuhan. Pada umumnya suatu
software SCADA dalam sistem SCADA keseluruhan memiliki beberapa tugas utama yang
harus dilakukan yaitu:
a. Input/output task. Interface sistem SCADA dengan peralatan I/O di seluruh plant substation. Hal ini meliputi penanganan komunikasi data, sehingga PC dapat membaca-menulis
data dari-pada peralatan yang terhubung dengan RTU.
b. Alarm task. Mengatur semua tipe alarm (kondisi abnormal) yang terjadi di lapangan.
c. Trends task. data plant setiap waktu dan menampilkannya dalam bentuk grafik yang mudah
dimengerti operator.
d. Reports task. Memberikan laporan (harian, mingguan, bulanan, dsb) yang bersumber dari
data plant (master station dan sub-station).
e. Display task. Menampilkan proses. Operator dapat mengamati segala sesuatu yang terjadi di
lapangan, dan dapat mengambil aksi untuk mengendalikan obyek di lapangan.
PTKKE-BPPT
77
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Sedangkan untuk beberapa software SCADA tingkat lanjut (advanced) memberikan fitur
tambahan antara lain:
a. Networking (include : internet)
b. Scalability/expandability
c. Fault tolerance and redundancy
Pada sistem SCADA SMGS menggunakan dua perangkat lunak (software) dengan fungsi
masing-masing sebagai berikut:
a.
ClearSCADA View-X dan Web-X. Perangkat lunak untuk membangun MMI/HMI pada PC
master station baik untuk administrator dan client.
b.
SCADAPACK E-Series Configurator. Perangkat lunak yang digunakan untuk antar-muka
(interface) sistem SCADA dengan peralatan I/O di seluruh plant sub-station, meliputi
penanganan komunikasi data, sehingga PC master station dapat membaca-menulis data dari
dan ke peralatan yang terhubung dengan masing-masing RTU.
4.2.3 Algoritma kontrol sistem SCADA SMGS
Untuk sistem kendali smart micro-grid Sumba (SMGS) Sumba bagian Barat disusun dan
dikontrol dengan algoritma kontrol. Penerapan sistem algoritma kontrol SMGS terdiri dari
empat rentang waktu yaitu:
a. Rentang waktu 06.00 - 18.00.
b. Rentang waktu 18.00 - 18.50.
c. Rentang waktu 18.50 - 20.50.
d. Rentang waktu 20.50 - 06.00.
4.2.3.1 Rentang waktu 06.00 - 18.00 (PV support cycle)
Pada rentang waktu ini energi matahari akan masuk ke sistem. Kestabilan tegangan dan
frekuensi sistem dapat terganggu akibat sifat intermitten energi matahari. Sistem VRB
(vanadium storage battery) akan menjaga kestabilan tegangan dan frekuensi sistem dengan
bekerja pada mode V/f. Supaya VRB dapat masuk ke mode V/f tedapat tiga syarat yang harus
dipenuhi yaitu :
a. Tegangan sistem > 390 V.
b. Frekuensi sistem > 50,1 Hz.
c. Kapasitas VRB > 30 %.
Apabila salah satu dari ketiga syarat itu tidak terpenuhi maka VRB akan masuk ke
standby cycle 1A. Pada standby cycle 1A, jika kapasitas VRB < 30 %, akan bekerja pada mode
P/Q untuk melakukan proses pengisian VRB.
PTKKE-BPPT
78
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Saat berada pada mode V/f dan kapasitas storage kurang dari 20% maka alarm kapasitas
storage rendah akan aktif. Alarm tersebut akan terus aktif higga kapasitas storage lebih besar
dari 30%. Jika kapasitas storage terus turun hingga kurang dari 5 % maka VRB akan masuk ke
standby cycle 1B. Pada standby cycle 1B, VRB akan bekerja pada mode P/Q untuk melakukan
proses pengisian VRB hingga kapasitas VRB > 75%. Setelah kapasitas VRB >75 %, VRB
dapat masuk kembali ke mode V/f.
Ketika VRB berada pada standby cycle 1B dan frekuensi sistem < 49,9 Hz maka smart
genset 1 akan dioperasikan. Jika daya keluaran smart genset 1 > 95 % maka smart genset 2
akan dioperasikan. Saat daya keluaran smart genset 2 > 95 % maka alarm kapasitas smart
genset mendekali batas maksimum akan aktif. Jika frekuensi sistem turun hingga kurang dari
49,85 Hz alarm peringatan akan berbunyi sebelum load shedding dilakukan. Jika frekuensi
sistem terus turun hingga kurang dari 49,8 Hz load shedding akan dilakukan. Beban yang telah
dilepas saat load shedding akan kembali dimasukkan ke sistem jika smart genset 2 mampu
menanggung penambahan beban sistem akibat masuknya beban. Smart genset akan berhenti
beroperasi apabila daya keluarannya kurang dari 5 kW.
4.2.3.2 Rentang waktu 18.00 - 18.50 (standby cycle 2)
Pada rentang waktu ini, VRB akan mempertahankan kapasitasnya saat pertama kali masuk
standby cycle 2 seperti ditunjukkan pada gambar diagram alir 4.13b.
4.2.3.3 Rentang waktu 18.50 - 20.50 (peak load cycle)
Pada rentang waktu ini VRB dapat membantu menyuplai beban dengan mode V/f. Untuk dapat
masuk ke mode V/f, terdapat tiga syarat yang harus dipenuhi yaitu:
a. Tegangan sistem < 360 V.
b. Frekuensi sistem < 49,9Hz.
c. Kapasistas VRB > 80 %.
Jika salah satu syarat tersebut tidak terpenuhi maka VRB akan masuk ke standby cycle 2.
Jika VRB berada pada mode V/f dan kapasitas storage kurang dari 40% maka alarm kapasitas
VRB rendah akan aktif. Jika Kapasitas storage terus turun hingga kurang dari 30 % maka VRB
akan masuk ke standby cycle 1A seperti ditunjukkan pada gambar diagram alir 4.13a.
4.2.3.4 Rentang waktu 20.50 - 06.00 (standby cycle 1B)
Pada rentang waktu ini, VRB akan mempertahankan kapasitasnya saat pertama kali masuk
standby cycle 1A seperti ditunjukkan pada gambar diagram alir 4.13c.
PTKKE-BPPT
79
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.13a. Diagram alur algoritma kontol (control algorthm)sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
80
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.13b. Diagram alur algoritma kontol (control algorthm) sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
81
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.13c. Diagram alur algoritma kontol (control algorthm) sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
82
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.13d. Diagram alur algoritma kontol (control algorthm) sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
83
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
4.3 Sistem MMI/HMI SCADA SMGS (MMI/HMI SMGS SCADA system)
Telah dijelaskan sebelumnya bahwasanya perangkat lunak merupakan penyusun sistem
SCADA paling utama untuk ‘mentransformasikan’ sebuah ide/keinginan desain kontrol yang
kemudian tertuang dan tersimpan pada sebuah algoritma kontrol sebuah sistem. Saat ini,
banyak sistem SCADA menggunakan software hak cipta komersial yang dikembangkan oleh
vendor tertentu secara khusus dengan penyesuaian perangkat/instrument hardware (RTU,
MTU) yang dijual.
Sistem MMI/HMI SCADA smart micro-grid Sumba (SMGS) terdesain, terpasang dan
tersusun menggunakan perangkat lunak (software) dan berfungsi sebagai berikut:
a. Sistem operasi stasiun induk (master station computer operating system). Software
digunakan pada mengoperasikan perangkat hardware pada stasiun operasi induk (host
master station). Software bisa berbasis UNIX atau basis sistem operasi popoler yang lain.
b. Sistem operasi terminal operator (operator terminal operating system). Software yang
digunakan untuk mengendalikan perangkat keras (hardware) komputer di master station.
Perangkat lunak ini biasanya sama dengan sistem operasi komputer host pusat. Perangkat
lunak ini, bersama dengan bahwa untuk komputer di master station, biasanya memberikan
kontribusi terhadap jaringan host pusat dan terminal operator.
c. Aplikasi komputer statiun induk (central host computer application). Software yang
menangani pengiriman dan penerimaan data ke dan dari RTU ke master station. Perangkat
lunak ini juga menyediakan antarmuka pengguna grafis yang menampilkan layar situs grafis
mimic, halaman alarm, halaman trend, dan fungsi kontrol.
d. Operator aplikasi terminal (operator terminal application). Aplikasi yang memungkinkan
pengguna (user) untuk mengakses informasi yang tersedia di aplikasi komputer pada master
station, merupakan bagian dari perangkat lunak yang digunakan pada komputer master
station.
e. Driver protokol komunikasi (communications protocol drivers). Software yang biasanya
berada dalam master station dan di RTU, diperlukan untuk mengontrol penerjemahan dan
interpretasi data antara ujung link komunikasi di dalam sistem. Driver protokol
mempersiapkan data untuk digunakan baik di sub-station atau perangkat akhir master
station sistem.
f. Software pengatur jaringan komunikasi (communications network management software).
Software yang diperlukan untuk mengontrol jaringan komunikasi dan memungkinkan
memantau kinerja dan kemungkinan jika kegagalan jaringan komunikasi internal.
g. Software otomasi RTU (RTU automation software). Software yang memungkinkan staf
teknis untuk mengkonfigurasi dan memelihara aplikasi yang disimpan dalam RTU atau
MTU, termasuk aplikasi otomatisasi lokal dan tugas-tugas pengolahan data yang dilakukan
dalam RTU.
Dari kesemua fungsi yang telah dijelaskan di atas, bagian utama yang menjadi prioritas
bagi operator pengoperasi sistem SCADA SMGS terpusat pada MMI/HMI seperti ditunjukkan
pada gambar 4.14a.
PTKKE-BPPT
84
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.14a. Tampilan overview SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Tampilan MMI/HMI (man machine interface/human machine interface) terdiri dari
beberapa layer yaitu seperti ditunjukkan pada gambar 4.14b-c:
a. Home.
b. Overview.
c. Photovoltaic substation.
d. Storage substation.
e. Waitabula substation.
f. Lokomboro Substation.
g. Waikabubak Substation.
h. Load Shedding (LBS).
i. Energy Management System (EMS).
j. Alarm.
k. Event.
l. Trend.
m. Login.
n. Exit.
PTKKE-BPPT
85
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
Plant PLTD
Plant PLTS
Baterai
Overview
Opening
Page
Energy Management
System (EMS)
Plant PLTD
Plant PLTMH
Alarm
Trend
Event
2013
Load (LBS)
Log On
Log Out
Data
History
Gambar 4.14b. Tampilan overview SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS,
2013)
Frekuensi Sistem SMGS (Real-time)
Daya Total PLTS (Sesaat)
Daya Total Sistem (Selama Aktif)
Daya Total PLTD
Waikabubak (Sesaat)
Gambar 1. Tampilan Overview SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Daya Total PLTD
Waitabula (Sesaat)
Daya Total Baterai
Daya Total PLTMH
Lokomboro (Sesaat)
PTKKE-BPPT
86
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Load Braker Switch (LBS)
Kec. Kodi
Sub-sistem Plant PLTD
(Waikabubak)
Sub-sistem Plant PLTD
(Waitabula)
Sub-sistem Baterai
(Bilacenge)
Sub-sistem Plant PLTMH
(Lokomboro)
Sub-sistem Plant PLTS
(Bilacenge)
Gambar 4.14c. Tampilan overview SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.3.1 Bagian sub-station SMGS
4.3.1.1 Home
Gambar 4.15a memperlihatkan tampilan lapisan (layer) home. Pada layer ini ditampilkan
gambar pulau Sumba bagian barat. Apabila link overview (pojok kanan atas pada gambar
4.15a) diklik kiri maka tampilan akan pindah ke layer overview. Apabila gambar pada layer ini
diperbesar (dengan melakukan scroll) maka akan muncul lokasi pembangkit yang terdapat
pada sistem SMGS seperti diperlihatkan pada gambar 4.15b. Tampilan pada masing-masing
substation dapat diakses dengan melakukan klik kiri pada gambar substation yang ingin
diakses.
PTKKE-BPPT
87
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.15a. Tampilan layer home (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Gambar 4.15b. Tampilan saat layer home diperbesar (zoom)
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.3.1.2 Overview
Tampilan overview ditunjukkan pada gambar 4.16a, Pada lapisan (layer) ini diperlihatkan
single line diagram jaringan tegangan 20 kV sistem SMGS. Selain itu pada layer ini juga
diperlihatkan frekuensi sistem, daya total sistem, dan daya keluaran dari PLTS pada bagian
tegah tampilan. Status komunikasi antara server dengan master terminal unit (MTU)
diperlihatkan pada pojok kanan atas tampilan. Di bawah keterangan tanggal dan waktu (pojok
kanan atas) terdapat lima buah tautan (link) untuk mengakses sub-station (photovoltaic,
storage, Waitabula, Lokomboro, dan Waikabubak). Pada bagian bawah tampilan terdapat
sembilan tautan (link) untuk mengakses lapisan (layer) utama yang ada pada setiap layer substation seperti (home, energy management system, alarm, event, trend, load shedding, logon,
logoff dan exit) seperti ditunjukkan pada gambar 4.16a-c.
4.3.1.3 PLTS (photovoltaic) sub-station
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station PLTS ditunjukkkan pada
gambar 4.16a. Pada layer ini juga terdapat link untuk mengakses layer sub-station utama
PTKKE-BPPT
88
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
(bagian atas) dan link informasi lainnya (bagian bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer
overview.
Gambar 4.16a. Tampilan MMI/HMI sub-station PLTS (photovoltaic) pada sistem
SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
G
C
E
K
K
G
G
A
K
G
B
B
I
F
A
K
K
G
G
B
B
B
A
D
J
A
A
Gambar 4.16b. Link Indikator MMI/HMI sub-station PLTS (Photovoltaic) pada
sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Untuk mendapatkan sistem SCADA yang baik, maka tampilan layer suatu sistem
SCADA hendaknya menampilkan informasi sistem secara keseluruhan dan aplikatif dengan
kedalaman layer maksimal tiga layer. Informasi-informasi data sistem yang terdapat pada layer
sub-station PLTS antara lain:
a. Link sistem PV masing-masing inverter. Akses ke setiap sistem PLTS pada masing-masing
array inverter.
PTKKE-BPPT
89
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
b. Trend sistem PV. Mengumpulkan data sub-station PLTS setiap waktu (real-time) dan
menampilkannya dalam bentuk grafik agar mudah dimengerti dan diapahami oleh operator
serta untuk lebih lanjut dapat di analisis sebagai kinerja sistem PLTS secara keseluruhan,
antara lain Tegangan fasa-fasa (VAB), Tegangan fasa-fasa (VBC), Tegangan fasa-fasa
(VCA), arus fasa A, arus fasa B, arus fasa C, daya aktif (P), daya reaktif (Q), daya nyata (S),
faktor daya (PF).
c. Trend iradiasi. Data radiasi matahari setiap waktu (real-time) di on-sitehost master SCADA
Bilacenge yangditampilkan dalam bentuk grafik.
d. Kontrol Inverter. Link akses pengaturan (setting) parameter masing-masing inverter (5 unit
inverter) seperti ditunjukkan pada gambar 4.16c.
Gambar 4.16c. Tampilan MMI/HMI kontrol inverter sub-station PLTS
(photovoltaic) pada sistem SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
e. Indikator irradiance [W/m2]. Menunjukkan informasi jumlah radiasi matahari per satuan
luas (real time) dalam satuan (W/m2).
f. Indikator irradiation [kWh/m2]. Menunjukkan informasi jumlah energi yang dihasilkan
radiasi matahari per satuan luas (real time) dalam satuan (kWh/m2).
g. Indikator daya PV tiap inverter [kW]. Menunjukkan informasi jumlah daya yang dihasilkan
oleh inverter dalam satuan (kW).
Gambar 4.16d. Trend PV tiap inverter pada sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
h. Trend PV tiap Inverter (masing-masing untuk 5 unit inverter). Menunjukkan informasi daya
yang dihasilkandalam bentuk grafik pada setiap inverter seperti ditunjukkan pada gambar
4.16d antara lain tegangan DC, arus DC, daya DC, tegangan fasa A-B (VAB), arus fasa A,
tegangan fasa B-C (VBC), arus fasa B, tegangan fasa B-C (VBC), arus fasa C, daya AC
PTKKE-BPPT
90
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
yang dihasilkan (sesaat), daya dan energi yang telah dihasilkan, frekuensi (Hz) dan trend
daya inverter (real time).
i. Indikator daya total (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah daya total (per satuan waktu)
yang dihasilkan sistem SMGS dalam satuan (kW).
j. Indikator energi total (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah energi total (per satuan
waktu) yang dihasilkan sistem SMGS dalam satuan (kWh).
k. Circuit braker (CB) masing-masing inverter PV. Link akses pengaturan (setting) ‘on/off’
masing-masing circuit braker (CB) pada masing-masing Inverter ke jaringan (JTM) 20kV
4.3.1.4 VRB (storage) sub-station
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station VRB (storage) ditunjukkkan
pada gambar 4.17a. Seperti halnya di layer sub-station PLTS, pada layer ini juga terdapat link
untuk mengakses laye rsub-station utama (bagian atas) dan link informasi lainnya (bagian
bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer overview. Informasi-informasi data sistem yang
terdapat pada layer sub-stationVRB (storage) antara lain:
a. Indikator sistem group VRB (storage). Menunjukkan informasi kondisi mode sistem VRB
storage ‘on/off’, ‘charging/discharging’ atau ‘idle’. Ditampilkan pula tegangan VRB,
kapasitas energi yang tersimpan (kWh), link akses setting parameter tiap grup VRB storage
(grup A dan grup B).
b. Indikator daya total VRB (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah daya total
‘charging/discharging’ (per satuan waktu) yang dihasilkan sistem VRB storage dalam
satuan (kW).
c. Trend daya power converter system (PCS). Menunjukkan informasi jumlah daya total pada
PCS ‘charging/discharging’ (per satuan waktu) yang dihasilkan sistem VRB storage dalam
satuan (kW) yangditampilkan dalam bentuk grafik.
E
A
D
B
B
C
C
A
D
Gambar 4.17a. Tampilan MMI/HMI sub-station VRB storage Bilacenge pada sistem SCADA
SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
91
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.17b. Tampilan MMI/HMI control page VRB storage Bilacenge pada sistem
SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
d. Control page . Link akses setting parameter sistem PCS pada masing-masing grup VRB
storage seperti ditunjukkan pada gambar 4.17b, antara lain setting mode VRB (sesuai
algoritma kontrol) yaitu mode dan status V/f, mode dan status P/Q, mode dan status ‘idle’
serta konfigurasi ‘emergency’ on/off sistem VRB storage.
e. Circuit braker (CB). Link akses pengaturan (setting) ‘on/off’ masing-masing circuit braker
(CB) pada masing-masing VRB storage ke cubicle trafo.
4.3.1.5 PLTD Waitabula sub-station
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station PLTD Waitabula ditunjukkkan
pada gambar 4.18a. Seperti halnya di layer sub-station sebelumnya, pada layer ini juga
terdapat link untuk mengakses layer sub-station utama (bagian atas) dan link informasi lainnya
(bagian bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer overview. Informasi-informasi data
sistem yang terdapat pada layer sub-stationPLTD Waitabula antara lain:
PTKKE-BPPT
92
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.18. Tampilan MMI/HMI sub-station PLTD Waitabula pada sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
A
C
F
B
B
B
G
B
D
D
E
E
Gambar 4.18a. Tampilan MMI/HMI sub-station PLTD Waitabula pada sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
a. Indikator penyulang (feeder) PLTD Waitabula. Menunjukkan informasi jumlah Daya Total
pada sistem PLTD (per satuan waktu) yang dihasilkan dan diinjeksikan ke feeder(karuni,
kodi, weijewa dan waitabula) sistem PLTD dalam satuan (kW).
b. Indikator daya genset (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah daya yang dihasilkan
masing-masing genset(per satuan waktu) dalam satuan (kW).
PTKKE-BPPT
93
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.18b. Tampilan MMI/HMI smart genset control PLTDWaitabula pada sistem
SCADA SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
c. Trend daya PLTD. Menunjukkan informasi jumlah daya total pada sistem PLTD (per satuan
waktu) yang dihasilkan sistem PLTD dalam satuan (kW) yang ditampilkan dalam bentuk
grafik.
d. Indikator daya sistem ‘smart genset’. Menunjukkan informasi jumlah daya total yang
dihasilkan dan diinjeksikan ke feeder sistem PLTD oleh sistem ‘smart genset’ dalam satuan
(kW).
e. Control ‘smart genset’. Link akses setting parameter sistem ‘smart genset’ pada masingmasing grup ‘SG-1 atau SG-2’ seperti ditunjukkan pada gambar 4.18b, antara lain setting
mode ‘smart genset’(sesuai algoritma kontrol) yaitu mode auto, mode manual ‘on/off’,serta
konfigurasi ‘emergency’ stop sistem ‘smart genset’ seperti ditunjukkan pada gamabr 4.18b.
f. Circuit braker (CB). Menunjukkan informasi status kondisi genset eksisting PLTD
Waitabula terhubung/tidak (‘on/off’) pada jaringan(JTM) 20kV.
g. Circuit braker (CB). Link akses pengaturan (setting) ‘on/off’ masing-masing circuit braker
(CB) pada masing-masing ‘smart genset’ ke cubicle trafo.
4.3.1.6 PLTMH Lokomborosub-station
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station PLTMH Lokomboro
ditunjukkkan pada gambar 4.19. Seperti halnya di layer sub-station sebelumnya, pada layer ini
juga terdapat link untuk mengakses layer sub-station utama (bagian atas) dan link informasi
lainnya (bagian bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer overview. Informasi-informasi
data sistem yang terdapat pada layer sub-station PLTMH Lokomboro antara lain:
a. Indikator penyulang (feeder) PLTMH Lokomboro. Menunjukkan informasi jumlah daya
total pada sistem PLTMH (per satuan waktu) yang dihasilkan dan diinjeksikan ke feeder
(ekspress dan Wejewa) sistem PLTMH dalam satuan (kW).
b. Indikator daya turbin mikro hidro (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah daya yang
dihasilkan masing-masing turbin mikro hidro (per satuan waktu) dalam satuan (kW).
PTKKE-BPPT
94
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
A
C
B
B
B
B
B
Gambar 4.19 Tampilan MMI/HMI sub-station PLTMH Lokomboro pada sistem SCADA
SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
c. Circuit braker (CB). Menunjukkan informasi status kondisi turbin mikro hidro eksisting
PLTMH Lokomboro terhubung/tidak (‘on/off’) pada jaringan (JTM) 220kV.
4.3.1.7 PLTD Waikabubak sub-station
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station PLTD Waikabubak
ditunjukkkan pada gambar 4.20. Seperti halnya di layer sub-station PLTD sebelumnya, pada
layer ini juga terdapat link untuk mengakses layer sub-station utama (bagian atas) dan link
informasi lainnya (bagian bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer overview. Informasiinformasi data sistem yang terdapat pada layer sub-station PLTD Waikabubak antara lain:
a. Indikator penyulang (feeder) PLTD Waikabubak. Menunjukkan informasi jumlah daya total
pada sistem PLTMH (per satuan waktu) yang dihasilkan dan diinjeksikan ke feeder
(Anakalang, Ekspress, VIP, Wailiang, Wanukaka, Weebangga dan Weekero) sistem PLTD
Waikabubak dalam satuan (kW).
b. Indikator daya genset (sesaat). Menunjukkan informasi jumlah daya yang dihasilkan
masing-masing genset (per satuan waktu) dalam satuan (kW) di PLTD Waikabubak.
PTKKE-BPPT
95
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
A
C
C
B
B
B
B
B
B
B
B
Gambar 4.20 Tampilan MMI/HMI Sub-station PLTDWaikabubakPada Sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
c. Circuit braker (CB). Menunjukkan informasi status kondisi genset eksisting PLTD
Waikabubak terhubung/tidak (‘on/off’) pada jaringan (JTM) 220kV.
4.3.1.8 Load sheeding
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI sub-station load sheeding (LBS)
ditunjukkkan pada gambar 4.21. Fungsi load sheeding (LBS) adalah sebagai ‘pemutus’ beban
secara otomatis apabila sistem load demand>>energy supply yang dihasilkan pada sub-station
PLTS, maka sistem back up VRB storage dan ‘smart genset’ akan menjadi penyeimbang,
namun apabila masih belum cukup maka LBS akan ‘on’ (memutus feeder kodi) untuk
menghindari pemadaman total sistem jaringan (trip). Saat ini LBS hanya terdapat pada feeder
kodi yang merupakan lokasi terdekat master station Bilacenge. Seperti halnya di layer substation sebelumnya, Pada layer ini juga terdapat link untuk mengakses layersub-station utama
(bagian atas) dan linkinformasi lainnya (bagian bawah) seperti halnya yang terdapat pada layer
overview. Informasi-informasi data sistem yang terdapat pada layer sub-station load sheeding
(LBS) antara lain:
PTKKE-BPPT
96
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
A
2013
B
Gambar 4.21 Tampilan MMI/HMI load braker switch (LBS) pada sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
a. Indikator frekuensi dan load (sesaat). Menunjukkan informasi frekuensi jaringan dan daya
beban pada feeder (kodi) dalam satuan (kW) di LBS Kodi.
b. Circuit braker load switch(CBLS). Menunjukkan informasi status kondisi ‘pemutus beban’
LBS terhubung/tidak (‘on/off’) pada jaringan (JTM) 220kV.
4.3.1.9 Energy management system (EMS)
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI informasi energy management system
(EMS) ditunjukkkan pada gambar 4.22. Fungsi EMS adalah sebagai ‘pengatur sistem
kelistrikan’ sistem SMGS secara menyeluruh agar didapatkan kinerja sistem (performance)
yang efisien dan kualitas daya (power quality) yang bagus.
Seperti halnya di layer sub-station sebelumnya, pada layer ini juga terdapat link untuk
mengakses layer sub-station utama (bagian atas) dan link informasi lainnya (bagian bawah)
seperti halnya yang terdapat pada layer overview.
Informasi parameter dan kinerja sistem SMGS dipetakan dan ditampilkan pada setiap
sub-station antara lain: tegangan fasa-fasa (VAB), tegangan fasa-fasa (VBC), tegangan fasafasa (VCA), arus fasa A, arus fasa B, arus fasa C, daya aktif (P), daya reaktif (Q), daya nyata
(S), faktor daya (PF), frekuensi sistem SMGS dan jaringan, dan daya total yang dihasilkan
sistem SMGS.
PTKKE-BPPT
97
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.22. Tampilan MMI/HMI energy management system (EMS) pada sistem SCADA
SMGS (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.3.1.10 Alarm
Fungsi alarm adalah sebagai ‘pengingat’(semua kejadian/aktifitas/kondisi abnormal pada
sistem SMGS) yang terjadi di masing-masing perangkat/instrumentasi semua sub-station
(RTU, MTU, Perangkat I/O di lapangan), link komunikasi, kondisi jaringan, dsb. Sistem
SCADA SMGS telah mensetting batasan-batasan dan sistem untuk menghindari
kegagalan/tidak beroperasinya sistem secara total. Batasan-batasan tersebut akan ‘terpantau’
oleh sistem Alarm secara kontinu. Semua informasi alarm akan tersimpan pada sistem SCADA
SMGS secara berkala dan real-time.
4.3.1.11 Event
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI informasi event ditunjukkkan pada gambar
4.23. Fungsi Event adalah sebagai ‘pencatat’ semua aktifitas selama sistem SMGS beroperasi
pada perangkat hardware yang terjadi di masing-masing perangkat/instrumentasi sub-station
(RTU, MTU, Perangkat I/O di Lapangan), link komunikasi, kondisi jaringan, dsb. Semua
informasi Event akan tersimpan pada sistem SCADA SMGS secara berkala dan real-time.
PTKKE-BPPT
98
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.23. Tampilan MMI/HMI event sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.3.1.12 Trend
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI informasi trend ditunjukkkan pada gambar
4.24. Fungsi trend adalah sebagai ‘pembuat data grafik’ semua data yang terjadi di masingmasing perangkat/instrumentasi di semua sub-station (RTU, MTU, Perangkat I/O di lapangan),
link komunikasi, kondisi jaringan, dsb. Semua informasi dari data history akan dijadikan
dalam bentuk grafik oleh fungsi trend. Data sistem SMGS bisa ditampilkan berupa grafik
harian/bulanan/tahunan secara berkala. Data grafik trend dari sistem SMGS secara keseluruhan
meliputi lima sub-station dan perangkat instrumentasi pendukung masing-masing sub-station.
Fungsi trend sangat diperlukan untuk analisis kinerja (performance) sistem SMGS dengan
membandingkan beberapa parameter yang saling mempengaruhi secara bersamaan.
PTKKE-BPPT
99
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Gambar 4.24. Tampilan MMI/HMI trend sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
4.3.1.13 Data history
Lapisan (layer) yang mempresentasikan MMI/HMI informasi data history ditunjukkkan
pada gambar 4.25. Fungsi data history adalah sebagai ‘penyimpan data’.
Gambar 4.24. Tampilan MMI/HMI data history sistem SCADA SMGS
(Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
Semua data sistem berupa laporan (harian, mingguan, bulanan, tahunan) yang bersumber dari
data plant yang terjadi di masing-masing perangkat/instrumentasi sub-station (RTU, MTU,
perangkat I/O di lapangan), link komunikasi, kondisi jaringan, pengubahan setting sistem oleh
operator dan lain-lain akan terekam oleh fungsi data history. Semua informasi data history
akan tersimpan pada sistem SCADA SMGS secara berkala dan real-time.
PTKKE-BPPT
100
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
4.4 Kesimpulan Dan Saran
4.4.1. Kesimpulan
a. Sistem SCADA SMGS masih menjalankan sistem pengoperasian terbuka dan belum
mencakup aspek keamanan jaringan (network security) dalam pengoperasianya.
b. Algoritma kontrol sistem SMGS masih perlu dikembangkan (develop) lagi terutama untuk
kontrol ‘smart genset’ yang masih belum bisa menyesuaikan mode kerja genset
konvensional PLN.
c. Algoritma kontrol untuk sistem VRB storageharus diubah dan disesuaikan dengan kebutuha
dan kondisi genset konvensional PLN dikarenakan sistem VRB storage membutuhkan
‘injeksi’ energy untuk proses pengisian (charging) dari grid. Mode pengisian VRB
storageharus tidak boleh bersamaan dengan beban puncak (peak load feeder) tertentu.
4.4.2 Saran
a. Penggunaan sistem komunikasi data dengan satelit menggunakan jasa VSAT untuk
kedepannya sebaiknya diganti dengan radio komunikasi sebagai alternatif dan menekan
biaya operasional sewa kanal VSAT. Komunikasi data melalui GSM/GPRS (apabila
provider sudah mulai masuk ke lokasi host master station Bilacenge), radio frekuensi tinggi
(HF) bisa dijadikan alternatif. Untuk skema komunikasi radio seperti ditunjukkan pada
gambar 4.25. dengan menggunakan kanal frekuensi VHF/UHF.
Gambar 4.25. Skema komunikasi data dengan frekuensi radio HF dan redudancy
system (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
b. Untuk menghindari kegagalan sistem secara total (jikalau terjadi hal-hal yang tidak
diinginkan) pada master SCADA SMGS di host master station Bilacenge, sebaiknya ada
sistem cadangan (redundancy system), baik local maupun remote redundancy. Namun
dengan pemakaian sistem komunikasi VSAT, jelas akan menambah biaya sewa kanal untuk
system redundancy tersebut. Skema sistem redundancy seperti ditunjukkan pada gambar
4.25.
PTKKE-BPPT
101
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
c. Sinyal komunikasi GSM/GPRS dari ISP (internet service provider) dilokasi host master
station masih lemah, agar tercapai fungsi remote monitoring sebagai redundancy system
SMGS (Serpong) bisa dijadikan alternatif dengan menambah GSM repeater dan booster
GSM di lokasi Bilacenge seperti ditunjukkan pada gambar 4.26.
Gambar 4.26. Skema komunikasi data dengan GSM/GPRS ISP dan penambahan
repeater+booster GSM (Sumber: PTKKE-SMGS, 2013)
PTKKE-BPPT
102
Pengujian Smart Micro Grid Sumba
2013
Daftar Pustaka
[1] McClanahan, R.H., The Benefits of Networked SCADA Systems Utilizing IP-Enabled
Networks, Rural Electric Power Conference, 2002. 2002 IEEE, 5-7 May 2002 Pages: C5 C5_7
[2] The Fundamentals of SCADA©2004 Bentley Systems, Incorporated. All rights reserved.
[3] Electrical Scada System Remote Terminal Unit Specification, Version 1.0, by Chief
Engineer Electrical, Issued July 2011
[4] ARGHIRA , D.HOSSU , I.FĂGĂRĂŞAN , S.S. ILIESCU4, D.Răzvan, Modern Scada
Philosophy In Power System Operation – A Survey, ISSN 1454-234xU.P.B. Sci. Bull.,
Series C, Vol. 73, Iss. 2, 2011
[5] Rao Kalapatapu, Scada Protocols And Communication Trends, ISA2004 Paper
[6] Raksha Sunku Ravindranath, Smartgrid Supervisory Control And Data Acquisition
(Scada) SystemSecurity Issues And Counter Measures, California State University,
Sacramento, 2009
PTKKE-BPPT
103