Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
IBRAHIM, DANI RUSIRAWAN
Magister Teknik Mesin Institut Teknologi Nasional (ITENAS) Bandung Email: ibrahimst@live.com
Received 24 Januari 2019 | Revised 6 Februari 2019 | Accepted 24 Maret 2019

## ABSTRAK
Penggunaan  genset  diesel  minyak  solar  untuk  kelistrikan  di  pulau  Medang terkendala dengan mahal dan tingginya biaya pengadaan minyak solar. Biomassa jarak  pagar  yang  ada  di  pulau  Medang  potensial  untuk  dimanfaatkan  sebagai sumber daya alam (SDA) lokal, untuk menggantikan minyak solar sebagai bahan bakar  genset.  Bahan  bakar  yang  dapat  dihasilkan  dari  buah  jarak  pagar  terdiri dari straight vegetable oil (SVO), biogas dan synthetic gas (syngas). Berdasarkan data  sekunder,  1  ha  kebun  jarak  pagar  dapat  menghasilkan  listrik  19.425 kWh/tahun  menggunakan  genset  diesel  berbahan  bakar  SVO  ditambah  6.475 kWh/tahun menggunakan genset biogas. Dalam penelitian ini, optimalisasi sistem mikrogrid  hibrida  berbasis  jarak  pagar  sudah  dilakukan.  Kondisi  optimal  untuk beban rata-rata 4.000 kWh/hari terdiri dari 1X360 kW genset SVO + 1X360 kW genset  Biogas  +  Baterai  300  kWh  +  inverter-rectifier  300  kW.  Hasil  evaluasi memperlihatkan  untuk  operasi  25  tahun,  sistem  mikrogrid  hibrida  berbasis biomassa jarak pagar membutuhkan net present cost (NPC) sebesar $7.750.000 dan memberikan cost of energy (COE) $0,368/kWh.
Kata kunci : genset, bioenergi, SVO, biogas, listrik

## ABSTRACT
Utilization of diesel oil for diesel generators in the Medang island is constrained by high costs of diesel oil. The jatropha (type of biomass) in the Medang island can be used as a local natural resource (SDA), in substituting of diesel oil as a generator fuel. The type of fuel whics is produced by jatropha consist of straight vegatable  oil  (SVO),  biogas  and  synthetic  gas  (syngas).  Based  on  secondary data,  it  is  found  that  1  ha  of  Jatropha  equal  by  produces  electricity  19.425 kWh/year  using  an  SVO  diesel  generator  set  and  6.475  kWh/year  using  biogas generator  set.  In  this  study,  optimization  of  the  hybrid  microgrid  system  was carried  out.  The  optimal  conditions  for  an  average  4,000  kWh/day  of  load    is consisting of 1X360 kW SVO generator + 1X360 kW Biogas generator + 300 kWh + 300 kW rectifier inverter. Evaluation results showed that for 25-year operation, the hybrid microgrid jatophra bases system requires of NPC of $ 7,750,000 and yield the COE of $ 0.368/kWh.
Keywords : genset, bioenergy, SVO, biogas, electricity

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER

## 1. PENDAHULUAN
Di pulau-pulau terpencil, penggunaan genset diesel minyak solar untuk melayani kebutuhan listrik  terkendala dengan  mahalnya biaya pengadaan  energi  primer. Salah  satu solusi  yang dapat  ditawarkan  untuk  mengatasi  kendala  tersebut  adalah  dengan  mengembangkan pembangkit  listrik  berbasis  energi  terbarukan  (ET),  yang  menerapkan  konsep  sistem microgrid  (mikrogrid)  dan  hybrid  (hibrida).  Microgrid  adalah  jaringan  kecil  yang  lengkap dengan pembangkit (bisa terbarukan maupun konvensional), beban, penyimpan energi, dan jaringan  distribusinya  serta  bisa  berdiri  sendiri  atau  tersambung  ke  jaringan  besar ( macrogrid). Sementara itu, pembangkit  hibrida tidak berbeda dengan pembangkit tunggal terpusat  (konvensional).  Bedanya  hanya  terletak  pada  sumber  energi  yang  digunakan. Kombinasi  konsep  mikrogrid  dan  hibrida  diharapkan  dapat  memenuhi  kebutuhan  standar sistem kelistrikan berpola islanding (Irawati & Zuhaidi, 2012) .
Penelitian-penelitian yang sejalan dengan topik ini adalah: Economic Study of Hibrid Power System  in  Selayar  Island (Yunus,  2013) ,  Model  Pembangkitan  Listrik  Hibrid  PV-Genset Berbasis  Komunal  di  Pulau  Karimun  Jawa (Gunawan,  2016) , Design  and  Optimization  of Hybrid  Power  Plant  in  Household  Scales  using  Homer  Models (Ibrahim  &  Rusirawan, 2017) .
Berdasarkan  hasil  wawancara  dengan  warga  masyarakat,  diketahui  bahwa  kondisi penyediaan  listrik  di  Pulau  Medang  masih  kurang  dari  kebutuhan  totalnya.  Saat  ini, penyediaan listrik di Pulau Medang dilayani menggunakan sistem Pembangkit Listrik Tenaga Diesel  (PLTD)  berbahan  bakar  minyak  solar.  Operasi  sistem  pembangkit  hanya  mampu dilakukan  untuk  12  jam  per  hari,  dari  pukul  18.00  sampai  pukul  06.00.  Kendala  utama adalah sulit dan mahalnya distribusi bahan bakar minyak solar ke lokasi (PLN Sumbawa, 2016) .
Potensi sumber daya energi lokal yang ada dan dapat dimanfaatkan di pulau Medang adalah biomassa  jarak  pagar  berupa  minyak  biji  dan  biogas  bungkil  minyak.  Tujuan  yang diharapkan  dari  penelitian  ini  adalah  menghasilkan  rekomendasi  sistem  pembangkit  listrik hibrida  (PLH)  berbasis  bahan  bakar  minyak  dan  biogas  jarak  pagar  yang  optimal menggunakan HOMER ( Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources).

## 2. METODOLOGI PENELITIAN
Secara geografis, Pulau Medang terletak di sebelah Utara Pulau Sumbawa pada 08 O 008’23” LS  dan  117 O 023’16”  BT.  Secara  administratif  berada  di  Kecamatan  Labuhan  Badas, Kabupaten  Sumbawa,  Nusa  Tenggara  Barat,  seperti  pada  Gambar  1 (BPS  Kabupaten Sumbawa, 2016).
Gambar 1. Posisi Geografis (Google Earth, 2018)
Pulau  Medang  memiliki  panjang  9  km  dan  luas  total  27,65  km 2 serta  23  km 2 (2.300  ha) diantaranya adalah lahan kosong untuk berkebun. Pulau Medang terdiri dari 2 desa, yaitu:
1) Desa Bajo Medang (8,65 km2) dihuni oleh 1.509 jiwa dalam 449 KK 2) Desa Bugis Medang (19,0 km2) dihuni oleh 1.038 jiwa dalam 364 KK.
Masyarakat  Pulau  Medang  menikmati  listrik  sejak  tahun  2000  setelah  PT.  PLN  Wilayah Sumbawa  berhasil  membangun  PLTD  Bugis  Medang  berbahan  bakar  minyak  (BBM)  solar. PLTD  Bugis  Medang  berkapasitas  terpasang  360  kW  terdiri  dari  35  genset  diesel  dengan jumlah pelanggan sebanyak 456 rumah atau KK dan berbeban puncak sebesar 115 kW (PLN Sumbawa,  2016) dan (Direktorat  PPK,  2012) . Baseline  beban  kelistrikan  perumahan sederhana  di  desa  seperti  di  Pulau  Medang  memiliki  faktor  beban  0,1-0,3 (Wiyono  & Tatipikalawan,  2015) dan  faktor  kebutuhan  50-75% (Nababan,  2015) seperti  yang ditampilkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Baseline Beban Kelistrikan di Pulau Medang
Dalam  kajian  ini,  konsep  pembangkit  listrik  hibrida  dan  mikrogrid  berbasis  bahan  bakar minyak  dan  biogas  jarak  pagar  akan  dievaluasi  sebagai  alternatif  mengatasi  persoalan kelistrikan  di  Pulau  Medang  menggunakan  HOMER  Pro  Edition  3.11.6.  HOMER  merupakan salah  satu tool  populer  yang  biasa  digunakan  untuk  simulasi  dalam  perencanaan,  analisis dan  optimisasi  model  serta  mempermudah  evaluasi  desain  suatu  sistem  pembangkit  listrik mikrogrid  maupun  hibrida (HOMER  Energy,  2015) .  Pada  prinsipnya  HOMER  bekerja berdasarkan tiga langkah utama, yaitu simulasi, optimisasi dan analisis sensitifitas. HOMER dilengkapi dengan fitur untuk melakukan hal berikut ini:
1) variasi load, component, resources dan system, stand-alone atau grid-connected.
2) simulasi operasi sistem dengan energy balance untuk 8,760 jam per tahun.
3) menentukan run and off generator serta sekaligus dapat mengatur dan menentukan baterai  di-isi  atau  di-kosongkan,  manakala  sistem  terinterkoneksi  dengan  jaringan besar ( on-grid) dan atau menggunakan baterai serta genset.
Dalam  evaluasi,  kriteria  optimalisasi  sistem  didesain  harus  memenuhi  ketentuan  tanpa capacity shortage, minimum excess electricity, minimum runtime, mean electrical efficiency yang optimal , capacity factor yang optimal dan menghasilkan emisi GRK yang minimal serta semaksimal  mungkin  dapat  mensubstitusi  pemakaian  bahan  bakar  minyak  solar  (MS). Adapun syarat optimalisasi operasi pembangkit adalah operasi dengan nilai NPC ( net present cost) dan COE (cost of energy) yang minimal.

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
Metodologi yang digunakan dalam penelitian ini terdiri dari:

## 1) Identifikasi Masalah
Identifikasi masalah dilakukan melalui studi literatur untuk mendapatkan informasi penelitian terdahulu  serta untuk  mendapatkan informasi yang seimbang. Dalam  kajian ini,  komponen energetik  tanaman  jarak  pagar  yang  digunakan  hanya  dari  bagian  bijinya  saja.  Dimana, minyak jarak pagar murni ( straight vegetable oil atau SVO) diperoleh dari proses pemurnian minyak  melalui degumming  dan  netralizing.  Sementara  itu,  biogas  diperoleh  dari  proses fermentasi  anaerobik  bungkil  minyak  dalam  reaktor  pencernaan (digester).  Jalur pemanfaatan biomassa biji jarak pagar untuk menghasilkan listrik terlihat pada Gambar 3.

## Gambar 3. Konsep Pemanfaatan Bioenergi Jarak Pagar dalam Penelitian

## 2) Pengumpulan Data
Metoda  pengumpulan  data  dilakukan  melalui  wawancara  dan  studi  literatur.  Wawancara dilakukan  untuk  mengumpulkan  informasi  kondisi  masyarakat  dan  penggunaan  listrik  di lokasi.  Studi  literatur  dilakukan  untuk  mendapatkan  data  primer  terkait  dengan  analisis sistem PLH menggunakan HOMER. Data-data yang dibutuhkan terdiri dari:
a) Kondisi beban listrik, yaitu: jumlah pelanggan, profil, jenis dan rating beban;
b) Populasi dan pertumbuhan penduduk, ekonomi dan kebutuhan listrik;
c) Spesifikasi standar dan harga komponen, yaitu: harga genset dan harga controller;
d) Harga buah dan biji jarak pagar;
e) Konversi energi biomassa berbasis tanaman jarak pagar, yaitu: SVO dan biogas;
f) Harga terkait perbankan, yaitu discount rate dan inflation rate.

## 3) Perancangan Sistem Pembangkit Listrik Hibrida
Perancangan  sistem  PLH  disesuaikan  dengan  kebutuhan  listrik  di  lokasi  dengan  waktu operasi  untuk  24  jam  sehari dalam  7  hari setiap  minggu. Sistem PLH  ini  terdiri dari  1  unit genset diesel SVO 360 kW dan 1 unit genset biogas 360 kW. Spesifikasi teknis genset SVO memiliki nilai capacity factor sebesar 70-100% dan efisiensi sebesar 35% serta specific fuel consumption  (sfc)  sebesar  0,30  liter/kWh.  Sementara  itu,  spesifikasi  teknis  genset  Biogas memiliki nilai  capacity  factor  sebesar  60%-100%  dan  efisiensi  sebesar  30%  serta  specific fuel consumption (sfc) sebesar 2,7 kg/kWh.
Penetapan kapasitas pembangkit dan proyeksi permintaan listrik dirancang sampai 25 tahun ke  depan.  Targetnya  adalah  untuk  memenuhi  listrik  sebesar  1.293  kWh/kapita/tahun  pada tahun 2019 dan 2.500 kWh/kapita/tahun pada tahun 2025 (Kementerian ESDM, 2016) . Kondisi  ini  untuk  memenuhi tingkat  konsumsi  energi  standar  masyarakat  sejahtera  secara berkelanjutan  sekitar  700–940  kgoe/kapita/tahun  atau  setara  1–1,33  kW/kapita/tahun (Goldemberg, 1990) dan (Suárez, 1995) .
Sesuai dengan tingkat konsumsi energi ini, maka diperkirakan total kebutuhan listrik di Pulau Medang  mencapai  3.293.271  kWh/tahun.  Berdasarkan  asumsi  tersebut,  maka  kapasitas pembangkit  listrik  yang  dibutuhkan  sesuai baseline  beban  kelistrikan  exsisting  dan pertumbuhan beban dapat ditampilkan seperti pada Tabel 1.
Tabel 1. Kapasitas Pembangkit Listrik Pembangkit Listrik Bahan Bakar Kapasitas (kW) PLTD-SVO SVO 360 PLTGas-Biogas Biogas 360
Skema  pelaksanaan  penelitian  ini  diperlihatkan  pada  Gambar  4  dan  konsep  sistem  PLH dalam penelitian ini diperlihatkan pada Gambar 5.

## 4) Perancangan Simulasi
Aplikasi  dan rating operasi pembangkit listrik sebagai prime mover didesain  sesuai  standar genset.  Genset continuous/prime  rated  power  maupun  genset  emergency  standby  power memiliki  kemampuan  yang  sama dalam  melayani  beban  sampai  70%-100%  nilai  kapasitas teknisnya. Genset  continuous  mampu  bekerja  8.760  jam  per  tahun  untuk  kondisi  beban bervariasi  (ISO  3046,  AS  2789,  DIN  6271  dan  BS  5514).  Pada  keadaan  darurat  diizinkan beroperasi overload 10% selama maksimum 1 jam setiap 12 jam dan maksimum 25 jam per tahun (AS 4509.2-2005). Untuk genset emergency standby power, kerjanya dibatasi 1-2 jam per operasi dan maksimum 200 jam per tahun.
Gambar 5. Konsep PLH Berbasis Biomassa Jarak Pagar
Tabel 2. Data Spesifikasi Genset
1 SVO DIESEL GENSET (SVO-FUEL) Capacity (kW) 360 Capital ($) 130.416 Lifetime (hour) 20.00 0  Replacement ($) 75.208 Min. load ratio (%) 10 O&M ($) 0,236 Fuel Curv Intercept (L/hr/kW rated) 5,40  Slop (L/hr/kW Output) 0,32 Diesel SVO Fuel Price ($/L) 0,674 2 Gas Engine GENSET (Biogas-FUEL) Capacity (kW) 360 Capital ($) 128.598 Lifetime (hour) 25.00 0  Replacement ($) 74.299 Min. load ratio (%) 20 O&M ($) 0,248 Fuel Curv Intercept  (kg/hr) 7,39  Slop (kg/hr/kW Output) 0,93 Biogas Fuel Price ($/m 3 ) 0,363 Economic Discount rate (%) 10 Fixed capital ($) 391.916 Inflation rate (%) 5 Fixed O&M ($) 149.764 Project lifetime (yr) 25  Capacity shortage (%) 5 Control System Dispatch strategy Load following Capital ($) 20.00 0 Replacement 5.000
($) O&M ($/yr) 100 Generator Order Capital ($) 25.00 0 Replacement ($) 6250 O&M ($/yr) 200
Desain site  specific  dalam  kajian  ini  ditentukan  include  in  all  systems  berdasarkan  standar operasi genset. Dimana, waktu operasi dan minimum runtime genset (biogas maupun SVO) dioptimalisasi oleh simulasi sesuai rating genset continuous yang dipilih. Sensitivitas average load  scale  didesain  antara  660,67  kW/hari  (beban  excisting)  sampai  4.000  kW/hari (kebutuhan  total). Load  ratio  genset  biogas  didesain  50-100%  dan  load  ratio  genset  SVO didesain  30-85%.  Genset  biogas  didesain  sebagai  genset  utama  dan  genset  SVO  didesain sebagai  genset  pendukung  pada  saat  beban  puncak.  Data  spesifikasi  genset  diperlihatkan Tabel 2 dan alur simulasi ditunjukkan pada Gambar 6.

## Gambar 6. Proses Simulasi Operasi Sistem PLH Genset Biogas+Genset SVO

## 4. HASIL DAN DISKUSI
Simulasi  menghasilkan average  load  scale  ideal  untuk  operasi  sistem  PLH  sebesar  4.000 kWh/hari  (1.460.000  kWh/tahun),  dengan  beban  rata-rata  166,67  kW  dan  beban  puncak 696,27 kW serta faktor beban 0,24. Gambar 7 menampilkan arsitektur sistem PLH dan data spesifikasi sistem PLH hasil simulasi ditunjukkan pada Tabel 3.

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER

## Gambar 7. Arsitektur Sistem PLH
Tabel 3. Data Spesifikasi Sistem PLH (PLTD SVO+PLTG Biogas) Hasil Simulasi
Sken Model Faktor Pembangkit Faktor Ekonomi Kntrl Arch. Op CF   η el El. Prod Fuel System COE  NPC Op Cost Initial Capital  Disp Vol Load Scaled Total El Prod  CS Ex. EL. RF CO 2 Million (kW) hrs % per year  kWh/d  kWh/yr % Kg/yr $/ kWh ($)  $/year $ I BGS360  8759  100  29,1  95,0  9.083 ton 4000  3.319.560  0  56,0  88,6  177.120  0,437 9,21 601.719  525.871  LF SVO360 462  5,27  30,7 5,0  56.268 L II BGS360  8760  41,8  26,6  90,3  4.163 ton 4000  1.460.000  0 0  90,3  148.790  0,310 6,53 416.211  525.871  LF SVO360 462  4,48  30.5  9,69  48.213 L

## 4.1. Faktor Teknis Sistem PLH genset Biogas+genset SVO Berdasarkan Simulasi
Skenario I Genset  Biogas  beroperasi  dengan capacity  factor  100%  menghasilkan  mean  electrical efficiency  29,1%  dan  specific  fuel  consumption  0,951  kg/kWh.  Sistem  ini  menghasilkan electrical production sebesar 3.153.240 kWh/tahun dan membutuhkan bahan bakar sebesar 9.083  ton/tahun  untuk  beroperasi  8.759  jam/tahun,  dengan  umur  operasi  2,28  tahun. Sementara  itu,  genset  SVO  beroperasi  dengan capacity  factor  5.27%  menghasilkan  mean electrical efficiency 30,7% serta specific fuel consumption sebesar 0,338 liter/kWh. Sistem ini menghasilkan electrical  production  sebesar  166.320  kWh/tahun  dan  membutuhkan  bahan bakar  sebesar  56.268  liter/tahun  untuk  beroperasi  462  jam/tahun,  dengan  umur  operasi 43,3 tahun.
Operasi skenario I ini menghasilkan total produksi listrik sebesar 3.319.560 kWh/tahun yang digunakan untuk 100% beban listrik AC dengan excess electricity sebesar 56% (1.859.560 kWh/tahun). Produksi listrik dari genset Biogas sebesar 95% dan sisanya 5% diperoleh dari genset SVO, pada saat beban puncak saja.

## Skenario II
Genset  Biogas  pada  skenario  ini  beroperasi  dengan capacity  factor  41,8%  menghasilkan mean  electrical  efficiency  26,6%  dan  specific  fuel  consumption  1,04  kg/kWh.  Sistem  ini menghasilkan electrical production sebesar 1.318.594 kWh/tahun dan membutuhkan bahan bakar sebesar 4.163 ton/tahun untuk beroperasi 8.760 jam/tahun dengan umur operasi 2,85 tahun.  Sementara  itu,  genset  SVO  beroperasi  dengan capacity  factor  4,48%  menghasilkan mean  electrical  efficiency  30,5%  serta  specific  fuel  consumption  sebesar  0,341  liter/kWh. Sistem ini menghasilkan electrical production sebesar 141.406 kWh/tahun dan membutuhkan
bahan  bakar  sebesar  48.213  liter/tahun  untuk  beroperasi  462  jam/tahun  dengan  umur operasi 43,3 tahun.
Operasi skenario II ini menghasilkan total produksi listrik sebesar 1.460.000 kWh/tahun yang digunakan  untuk  100%  beban  listrik  AC  secara  proporsional  tanpa capacity  shortage  dan tanpa excess  electricity.  Genset  Biogas  menghasilkan  listrik  90,3%  dan  genset  SVO menghasilkan listrik 9,69% pada saat beban puncak saja.

## 4.2. Faktor Ekonomi Sistem PLH genset Biogas+genset SVO
Dalam evaluasi keekonomian, biaya investasi peralatan dan bahan baku untuk produksi SVO dan  untuk  produksi  biogas  diperhitungkan  dengan  asumsi  SVO  dan  biogas  diperoleh  dari sumber daya alam lokal, yaitu biji jarak pagar. Dalam hal ini, total system fixed captal cost untuk  produksi  SVO  dan  untuk  produksi  biogas  sebesar  $246.857  dan  total system  fixed O&M cost untuk produksi SVO dan untuk produksi biogas sebesar $211,641.

## Skenario I
Operasi  skenario  I  ini  berlangsung  selama  25  tahun  menghasilkan cost  of  energy  (COE) sebesar $0,437/kWh dan total net present cost (NPC) $9.210.000. Biaya O&M sebesar 34% dan biaya bahan bakar mencapai 56%, terdiri dari 6% biaya SVO dan 50% biaya biogas.
Skenario II Operasi  skenario  II  ini  berlangsung  selama  25  tahun  menghasilkan cost  of  energy  (COE) sebesar $0,310/kWh dan total net present cost (NPC) $6.530.000. Biaya O&M sebesar 47% dan biaya bahan bakar mencapai 40%, terdiri dari: biaya SVO 7% dan biaya biogas 33%.

## 4.3. Faktor GRK Sistem PLH genset  SVO+genset Biogas Hasil Simulasi
Skenario I Operasi  ini  menghasilkan renewable  fraction  sebesar  88,6%  dan  emisi  CO 2 sebesar  0,053 kg/kWh  dari  total  produksi  listrik  3.319.560  kWh/tahun  dan  total  CO 2 sebesar  177.120 kg/tahun.

## Skenario II
Operasi  ini  menghasilkan renewable  fraction  sebesar  90,3%  dan  emisi  CO 2 sebesar  0,102 kg/kWh  dari  total  produksi  listrik  1.460.000  kWh/tahun  dan  total  CO 2 sebesar  148.790 kg/tahun.

## 4.4. Analisis Hasil Simulasi Operasi Skenario I dan II

## 4.4.1. Analisis Faktor Teknis
Pada skenario I, genset Biogas beroperasi dengan capacity factor 100% menghasilkan mean electrical efficiency (η e ) lebih rendah 0,9% dan specific fuel consumption (sfc) lebih rendah 1,75 kg/kWh dari standarnya. Sementara itu, genset SVO beroperasi dengan capacity factor 5,27%  menghasilkan mean  electrical  efficiency  (η e )  lebih  rendah  4,3%  dan  specific  fuel consumption (sfc) lebih tinggi (boros) 0,038 liter/kWh dari standarnya.
Pada  skenario  II,  genset  Biogas  beroperasi  dengan capacity  factor  41,8%  menghasilkan mean  electrical  efficiency  (η e )  lebih  rendah  3,4%  dan  specific  fuel  consumption  (sfc)  lebih rendah (irit) 1,66 kg/kWh dari standarnya. Sementara itu, genset SVO ini beroperasi dengan capacity  factor  4,48%  menghasilkan  mean  electrical  efficiency  (η e )  lebih  rendah  4,5%  dan specific fuel consumption (sfc) lebih tinggi (boros) 0,051 liter/kWh dari standarnya.

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
Operasi  sistem  PLH  skenario  I  ini  menghasilkan excess  electricity  sebesar  56%  dari  total produksi  listrik.  Sementara  itu  untuk  skenario  II,  genset  biogas  beroperasi  pada capacity factor  lebih  rendah  58,2%  dari  standar  operasinya  dan  tanpa  excess  electricity.  Data spesifikasi faktor teknis hasil simulasi skenario I dan II diperlihatkan pada Tabel 4.
Secara teoritik, operasi genset biogas skenario I menghasilkan η th 28,7% dan operasi genset SVO  menghasilkan η th 30%.  Operasi  genset  biogas  skenario  II  menghasilkan  η th 27%  dan operasi  genset  SVO  menghasilkan η th 30,2%.  Efisiensi  termal  (η th )  operasi  genset  Biogas skenario  I  lebih tinggi  2,5%  dari  hasil  skenario II  dan  efisiensi  termal  ( η th )  operasi  genset SVO skenario I lebih tinggi 0,3% dari hasil skenario II.
Tabel 4. Data spesifikasi (Faktor Teknis) Hasil Simulasi
Sk en Sistem Pembangkit Load Cap. Factor  η th η el Elect Prod Fuel Consu mp SFC Excess Electr. kWh/ hari % kWh/thn tahun -1 kWh -1 % I Biogas (360 kW) 4000 100 28, 7 29, 1 3.153.240 9.083 ton 0,951 kg 56,0 SVO (360kW) 5,27 30  30, 7 166.320 56.268 liter 0,338 liter II Biogas (360 kW) 4000 41,8 27  26, 6 1.318.594 4.163 ton 1,04 kg 0 SVO (360kW) 4,48 30, 2 30. 5 141.406 48.213 liter 0,341 liter
Secara teknis, operasi genset biogas maupun genset SVO skenario I menghasilkan prestasi yang  lebih  ideal  dari  skenario  II.  Operasi  genset  biogas  maupun  genset  SVO  skenario  I menghasilkan produksi listrik yang lebih besar dari pada skenario II. Pada kasus ini, genset biogas  dan  genset  SVO  pada  skenario  I  beroperasi  menghasilkan  listrik  lebih  tinggi  dari sistem PLH lainnya. Kendala operasi sistem PLH pada skenario I adalah terjadinya kerugian energi berupa excess electricity sebesar 56% yang terjadi pada waktu-waktu operasi beban rendah (dasar). Solusi untuk mengatasinya adalah melakukan penambahan beban kelistrikan pada waktu-waktu operasi selain waktu beban puncak. Penambahan beban kelistrikan dapat berupa  pemasangan  sistem energy  storage  maupun  pemanfaatan  energi  listrik  untuk kegiatan produktif (industri rumah tangga).

## 4.4.2. Analisis Faktor Ekonomi
Standar normal harga pokok produksi (HPP) pembangkit listrik yang menjadi acuan adalah sebesar  $0,27/kWh  dengan  perincian  untuk  biaya  bahan  bakar  77%  ($0,21),  biaya  O&M sebesar  9%  ($0,02),  biaya  instalasi  2%  ($0,01)  dan  biaya  kapital  12%  ($0,03) (Paudel, 2013) .  Standar  harga  produksi  listrik  maksimal  mengacu  pada  HPP  pembangkit  listrik berbahan bakar minyak di Indonesia Timur dan daerah-daerah terpencil sebesar $0,48/kWh (Rp. 6.691/kWh) (ESDM, 2017) . Tabel 5 menampilkan faktor ekonomi hasil simulasi.
Tabel 5. Data Spesifikasi (Faktor Ekonomi) Hasil Simulasi Skenario Sistem Pembangkit Beban Fuel Cost COE NPC Ops. Cost Initial Capital kWh/ hari %(COE) $/kWh $ (Juta)  $/tahun $ I SVO (360kW) + Biogas (360 kW) 4000 56 0,437 9,21 601.719  525.871 II SVO (360kW) + Biogas (360 kW) 4000 40 0,310 6,53 416.211  525.871
Simulasi menghasilkan operasi sistem PLH skenario I dengan nilai NPC yang lebih tinggi dari skenario  II.  Demikian  pula  dengan  nilai  COE  dan  nilai operation  cost,  operasi  skenario  I menghasilkan nilai lebih tinggi dari operasi skenario II. Hasil ini menunjukkan bahwa biaya bahan  bakar  untuk  operasi  skenario  I  lebih  tinggi  dari  operasi  skenario  II.  Hal  ini  terjadi karena  skenario  I  menghasilkan  kerugian  berupa  pemborosan  bahan  bakar  dari excess electricity yang terjadi.
HPP listrik yang dihasilkan dari operasi skenario I maupun skenario II lebih tinggi dari HPP standar  acuan,  tetapi  menghasilkan  biaya  bahan  bakar  (%  COE)  lebih  rendah  dari  acuan untuk operasi skenario I maupun skenario II. Hal ini menunjukkan bahwa pemakaian bahan bakar dari sumber lokal dapat membantu mengurangi HPP listrik.

## 4.4.3. Analisis Faktor GRK Sistem Pembangkit Listrik
Dalam kajian ini, sebagai batasan standar emisi CO 2 maksimum yang dipersyaratkan untuk operasi sistem pembangkit mengacu pada baseline faktor emisi gas rumah kaca (GRK) rata- rata  PLTD  di  PLN  Sumbawa  sebesar  0,628  kg/kWh.  Sementara  itu,  standar  pembakaran mengacu  pada  perbandingan  campuran  bahan  bakar-udara  ≈  1/14,7 (Usman,  1979). Tabel  6  menampilkan  data  spesifikasi  (faktor  GRK)  hasil  simulasi  sistem  PLH  berdasarkan skenario I dan II.
Tabel 6. Data Spesifikasi (Faktor GRK) Hasil Simulasi
Skena rio Sistem Pembangkit Beban Produksi Listrik Produksi CO 2 CO 2 RF kWh/ hari kWh/tahun Kg/tahun kg/kWh % I SVO (360kW) + Biogas (360 kW) 4000 3.319.560 177.120 0,053  88,6 II SVO (360kW) + Biogas (360 kW) 4000 1.460.000 148.790 0,102  90,3
Simulasi  menunjukkan  kapasitas  sistem  PLH  dalam  operasi  skenario  I  menghasilkan  emisi CO 2 (kg/kWh) yang lebih rendah dibandingkan dengan skenario II. Kondisi ini terjadi karena pada  skenario  I  sistem  pembangkit  utama  beroperasi  pada  kapasitas  100%  dan menghasilkan  output  listrik  (kWh/hari)  yang  lebih  tinggi.  Selain  itu, spesifikasi standar  dan karakteristik gas  engine  pada  umumnya  menghasilkan  emisi  gas  buang  yang  rendah dibandingkan engine  berbahan  bakar  minyak  untuk  kapasitas  daya  yang  sama.  Genset berbahan bakar gas menghasilkan nilai emisi CO 2 (kg/kWh) yang lebih rendah dibandingkan dengan  genset  berbahan  bakar  minyak  sehingga  emisi  GRK  yang  dihasilkan  operasi  ini menjadi lebih rendah dari baseline faktor emisi GRK rata-rata PLTD di PLN Sumbawa yang berbahan bakar minyak solar. Renewable fraction (RF) dari operasi skenario I lebih rendah

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
dari skenario II karena pada skenario I genset SVO beroperasi dengan capacity factor yang lebih  besar  dibandingkan  dengan  skenario  II.  Dimana,  operasi  genset  berbahan  bakar minyak menghasilkan emisi GRK yang lebih tinggi daripada operasi genset berbahan bakar gas.

## 4.5. Solusi dan Rekomendasi Untuk Optimalisasi Sistem PLH
Hasil simulasi operasi sistem PLH yang paling sesuai dengan kriteria optimalisasi berdasarkan faktor  teknis  dan  faktor  emisi  GRK  adalah  operasi  skenario  I.  Kendala  dan  kekurangan operasi skenario I yang belum optimal adalah masih tingginya nilai NPC dan nilai COE karena excess  electricity  yang  tinggi  dan  menimbulkan  kerugian  bahan  bakar  yang  besar.  Oleh karenanya  perlu  dilakukan  penambahan  beban  sesuai  produksi  listrik  yang  dihasilkan pembangkit. Langkah optimalisasi yang dilakukan adalah menambah sistem energy storage berupa baterai dan sistem inverter-rectifier seperti pada Tabel 7. Adapun harga baterai dan harga inverter yang digunakan diperlihatkan pada Tabel 8.
Tabel 7. Spesifikasi Baterai dan Inverter
Tabel 8. Harga Baterai dan Harga Inverter

## Gambar 8. Arsitektur Mikrogrid Sistem PLH
Arsitektur hasil optimalisasi berdasarkan faktor teknis, faktor ekonomi dan faktor emisi GRK operasi  pembangkit  skenario  I  dengan  penambahan energy  storage  diperlihatkan  pada Gambar  8.  Adapaun  hasil  optimalisasi  operasi  sistem  PLH  yang  direkomendasikan diperlihatkan pada Tabel 9.
Tabel 9. Data Spesifikasi Sistem Microgrid Hasil Operasi - Skenario I

## 4.5.1. Faktor Teknis Sistem PLH genset Biogas+genset SVO Hasil Optimalisasi
Genset  Biogas  beroperasi  dengan capacity  factor  58,9%  menghasilkan  mean  electrical efficiency  29,1%  dan  specific  fuel  consumption  0,951  kg/kWh.  Sistem  ini  menghasilkan electrical production sebesar 1,859,040 kWh/tahun dan membutuhkan bahan bakar sebesar 5.355  ton/tahun  untuk  beroperasi  5.164  jam/tahun  dengan  umur  operasi  3,87  tahun. Gambar 9 menampilkan grafik output genset biogas.
Gambar 9. Grafik Output Genset Biogas
Gambar 10. Grafik Output Genset SVO dan Konsumsi Bahan Bakar SVO
Sementara  itu,  genset  SVO  beroperasi  dengan capacity  factor  0,81%  menghasilkan  mean electrical efficiency 30,7% serta specific fuel consumption sebesar 0,338 liter/kWh. Sistem ini menghasilkan electrical  production  sebesar  25.560  kWh/tahun  dan  membutuhkan  bahan
Sken. Load  Sistem Energy Storage Faktor Teknis Faktor Ekonomi Faktor Emisi GRK Bat. Invrt Rectif Electr Product Fuel Cons. Exc Elect. CF COE NPC Int Capt Fuel Cost  CO 2 RF kWh/ hari kW Unit (kWh) Unit (kW) Unit (kW) kWh/tahun  tahun -1 % $/kWh $ (Juta) $ % COE kg/ kWh % I 4.000 Biogas none none none 3.153.240 9.083 ton 56 100 0,437 9,21 525.871 56 0,053 88,6 SVO 166.320 56.268 ltr 5,27 Mikro grid 4.000 Biogas 3 X 300 1 X 157 1 X 125 1.859.040 5.355 ton 14,5 58,9 0,368 7,75 889.806 36 0,016 98,2 SVO 25.560 8.647 ltr 0,81

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
bakar  sebesar  8.647  liter/tahun  untuk  beroperasi  71  jam/tahun  dengan  umur  operasi  282 tahun. Gambar 10 menampilkan grafik output genset SVO dan pemakaian bahan bakar SVO.
Operasi ini menghasilkan listrik total sebesar 1.460.000 kWh/tahun dengan excess electricity sebesar 14,5% (273.249 kWh/tahun). Produksi listrik dari genset Biogas sebesar 98,6% dan sisanya 1,36% diperoleh dari genset SVO. Genset SVO hanya beroperasi pada beban puncak saja. Gambar 11 menampilkan grafik produksi listrik sistem PLH.

## 4.5.2. Faktor Ekonomi Sistem PLH genset Biogas+genset SVO Hasil Optimalisasi
Untuk  masa  operasi  25  tahun,  tambahan  biaya  untuk  operasi  sistem  baterai  sebesar $724,483.94  dan  operasi  sistem inverter-rectifier  sebesar  $401,308.91.  Biaya  ini  sudah termasuk initial capital (11% dari nilai NPC), replacement (10% dari nilai NPC), O&M (43% dari  nilai  NPC), fuel  cost  (36%  dari  nilai  NPC)  dan  salvage  (-1%  dari  nilai  NPC)  di  akhir proyek. Fuel cost SVO sebesar 6% dan 50% bahan baku bungkil minyak.
Pada sistem ini terdapat 3X300 kW baterai dan 1 unit sistem inverter-rectifier. Initial capital untuk  pengadaan  baterai  adalah  $246,857  dan  untuk  pengadan inverter-rectifier  adalah $93,935.  Operasi  mikrogrid  sistem  PLH  ini  menghasilkan cost  of  energy  (COE)  sebesar $0,368/kWh dan total net present cost (NPC) $7.750.000 untuk 25 tahun.

## Gambar 11. Produksi Listrik Sistem PLH

## 4.5.3. Faktor Emisi GRK Sistem PLH genset Biogas+genset SVO Hasil Optimalisasi
Berdasarkan  hasil  simulasi,  sistem  PLH  dalam  operasi  ini  menghasilkan  emisi  CO 2 lebih rendah  0,037  kg/kWh  dari  skenario  I.  Ini  terjadi  karena  pada  skenario  ini  genset  biogas beroperasi  menghasilkan  listrik  (kWh/hari)  proporsional.  Genset  biogas  beroperasi  dengan capacity  factor  yang  lebih  rendah  dari  skenario  I  tetapi  menghasilkan  efisiensi  termal  dan efisiensi  elektrik  yang  sama  dengan  hasil  skenario  I.  Skenario  ini  beroperasi  menghasilkan renewable  fraction  lebih  besar  dari  9,6%.  Hal  ini  terjadi  karena  sistem  genset  biogas beroperasi 98,6% menghasilkan listrik dari total produksi.

## 5. KESIMPULAN
Beberapa kesimpulan penting dapat diikhtisarkan sebagai berikut:
1. Mikrogrid  berbasis  sistem  PLH  (genset  SVO  dan  genset  Biogas)  jarak  pagar  dapat mengatasi kendala pelayanan kebutuhan listrik yang kurang optimal di lokasi kajian.
2. Operasi sistem PLH skenario I (operasi daya maksimal untuk 1X360 kW genset SVO + 1X360  kW  genset  Biogas)  menghasilkan excess  electricity  dan  menimbulkan  kerugian bahan bakar.
3. Operasi  sistem  PLH  skenario  II  (Operasi  Daya Proporsional  sesuai  Beban  untuk  1X360 kW  genset  SVO  +  1X360  kW  genset  Biogas)  tanpa excess  electricity  tetapi  efisiensi termal rendah dan emisi gas buang tinggi serta capacity factor rendah.
4. Penambahan  sistem energy  storage  dapat  memperbaiki  faktor  teknis,  faktor  ekonomi dan faktor emisi gas buang genset.
5. Sistem  mikrogrid  berbasis  PLH  jarak  pagar  yang  optimal  menghasilkan average  load scale 4.000 kWh/hari dengan excess electricity 14,5%
6. Sistem  mikrogrid berbasis  PLH  jarak  pagar  yang  optimal  terdiri  dari  1X360  kW  genset SVO + 1X360 kW genset Biogas + Baterai 300 kWh + inverter-rectifier 300 kW.
7. Genset biogas membutuhkan 2,7 kg bungkil minyak jarak pagar untuk membangkitkan 1 kWh listrik.
8. Genset  SVO  membutuhkan  0,3  liter  minyak  jarak  pagar  murni  (SVO)  untuk membangkitkan 1 kWh listrik.
9. 1 ha kebun jarak pagar dapat menghasilkan listrik 19.425 kWh/tahun dari genset SVO ditambah dengan produksi listrik sebesar 6.475 kWh/tahun dari genset biogas.
10. Operasi  mikrogrid  berbasis  sistem  PLH  genset  biogas  dan  genset  SVO  menghasilkan emisi GRK 0,016 kg/kWh lebih kecil dari baseline PLN Sumbawa.
11. Operasi mikrogrid berbasis sistem PLH genset biogas dan genset SVO ini menghasilkan nilai COE $0,368/kWh dan Net Present Cost (25 tahun operasi) sebesar $7.750.000.
12. Biaya bahan bakar sebesar 36% nilai total COE dan lebih rendah dari standar normal.

## DAFTAR RUJUKAN
BPS  Kabupaten  Sumbawa.  (2016). Kabupaten  Sumbawa  Dalam  Angka.  Sumbawa:  BPS Sumbawa.
Direktorat  PPK.  (2012).  Dipetik  Januari  02,  2018,  dari  www.ppk-kp3k.kkp.go.id: http://www.ppk-kp3k.kkp.go.id/direktori-pulau/index.php/public_c/pulau_info/5018
ESDM. (2017). Ongkos Produksi Listrik Indonesia Timur 2017. Dipetik Januari 21, 2018, dari https://www.cnbcindonesia.com/news/20180322143125-4-8163/-naik-jadi-rp-1025- per-kwh
Google  Earth.  (2018).  Dipetik  Januari  25,  2018,  dari  https://www.google.com/maps/@- 8.13979,117.39102,12414m/data=!3m1!1e3
Goldemberg,  J.  (1990).  Energy  for  the  Developing  World. Scientific  American,  263  (3), 110-118.

## Optimalisasi Sistem Mikrogrid Hibrida Berbasis Jarak Pagar menggunakan HOMER
Gunawan. (2016). Model Pembangkitan Listrik Hibrid PV-Genset Berbasis Komunal di Pulau Karimun Jawa. Simposium Nasional RAPI XV–2016 FT UMS. (pp. 442 - 449).
HOMER Energy. (2015). Dipetik Februari 2017, dari
https://www.homerenergy.com/products/pro/index.html.
Ibrahim, & Rusirawan. (2017). Design and Optimization of Hybrid Power Plant in Household
Scales  using  Homer  Models. The  1st  Faculty  of  Industrial  Technology  International Congress 2017. (pp. 1 - 8).
Irawati, R., & Zuhaidi. (2012). Analisa Pembangkit Listrik Tenaga Hibrida untuk Pemenuhan Kebutuhan  Energi  Listrik  di  Pulau  Pramuka. Jurnal  Ketenagalistrikan  dan  Energi Terbarukan, 11 (02), 81 - 92.
Kementerian  ESDM.  (2016).  Pengesahan  RUPTL  PT.  PLN  2016-2025. KepMen  ESDM  5899 K/20/MEM/2016. Jakarta, Indonesia: Kementerian ESDM.
Nababan, T. S. (2015). Household Characteristics that Influence Simple Household Demand on Electricity. Jurnal Ekonomi Pembangunan ISSN 1411-6081, 16 (1), 61-74.
Paudel,  S.  (2013).  Technical  and  Economic  Assessment  of  Renewable  Energy  Sources  for
Telecom  Application:  A  Case  Study  of  Nepal  Telecom. The  5th  International Conference  on  Power  and  Energy  Systems  (pp.  1-11).  Kathmandu:  Eindhoven University of Technology.
PLN  Sumbawa.  (2016). Elektrifikasi  PLN  di  Pulau  Medang  Nusa  Tenggara  Barat.  Sumbawa Besar: PLN Sumbawa.
Suárez,  C.  (1995). Energy  Needs  for  Sustainable  Human  Development  (114  p).
(Josoldemberg  ,  &  T.  B.  Johansson,  Penyunt.)  New  York,  United  State  of  America: United Nations Development Programme.
Usman.  (1979). Motor  Bakar  3.  Jakarta:  Direktorat  Pendidikan  Menengah  Kejuruan, Departemen Pendidikan dan Kebudayaan.
Wiyono, G., & Tatipikalawan, P. S. (2015). Evaluasi dan Perencanaan Pengembangan Sistem Jaringan Listrik Kampus Politeknik Negeri Ambon. Jurnal EECCIS, 9 (1).
Yunus,  S.  (2013).  Economic  Study  of  Hibrid  Power  System  in  Selayar  Island. International Workshop on Modern Research Methods in Electrical Engineering. (pp.1 - 4).