BAB IV. HASIL PENELITIAN
4.3 Implementasi Penilaian Keadaan
Untuk implementasi program penilaian keadaan pada transformator distribusi PLN, analisis pada sub bab 4.2 menunjukkan perlunya dilakukan perubahan hal-hal yang diukur pada transformator distribusi tersebut. Pengukuran THD arus dan besar pembebanan akibat harmonisa pada Tabel 4.1 tidak perlu dilakukan karena tidak sesuai dengan standar yang ada dan tidak menggambarkan keadaan transformator yang sebenarnya. Pengukuran yang perlu ditambahkan agar penilaian keadaan transformator distribusi PLN dapat diimplementasikan antara lain adalah besar IHD tegangan, TDD arus, Imax serta beberapa data lain seperti PEC-R dan ISC/IL.
Adapun langkah-langkah implementasi manajemen penilaian keadaan transformator distribusi yang disarankan adalah sebagai berikut:
1. Melakukan identifikasi aset.
Pada langkah ini dilakukan identifikasi transformator distribusi PLN yang meliputi:
a. Nomor aset transformator (Nomor gardu/Gardu induk penyulang jika perlu) b. Merek, lokasi instalasi, nomor seri dan tahun pembuatan transformator c. Data pengenal transformator distribusi
d. Data kapasitas hubung singkat pada PCC jika ada (untuk menghitung ISC) b. Data PEC-R
c. Data laporan pengujian transformator
2. Penentuan parameter dan data untuk pengawasan kecenderungan.
Parameter dan data yang diperlukan agar penilaian keadaan transformator distribusi PLN dapat diimplementasikan adalah:
a. Kapasitas transformator (KVA) b. Arus rms masing-masing fasa (A) c. Tegangan fasa-netral (V)
d. Besar ISC / IL
e. THD dan TDD
f. Persentase arus fasa terhadap arus rating transformator g. Data PEC-R atau data laporan pengujian transformator h. Besar beban dan pesentase pembebanan transformator i. FHL danTemperatur titik panas transformator (oC)
Parameter dan besaran yang diperlukan untuk implementasi penilaian keadaan ditabulasi dalam suatu tabel seperti contoh Tabel 4.3.
3. Melakukan pengukuran menyeluruh terhadap semua aset yang telah terdaftar.
Tujuan dari langkah ini adalah untuk mendapatkan besaran ukur yang diperlukan untuk setiap transformator distribusi. Setelah semua besaran ukur diperloleh, dilakukan perhitungan parameter yang diperlukan sehingga diperoleh data penilaian keadaan yang ditabulasi pada suatu tabel seperti contoh Tabel 4.3.
Tabel 4.3 Penilaian Keadaan Transformator Distribusi Tindakan PB = Pengukuran Berkala
PBPrio ritas Rang king
S k o r ImaxTem oC% bebanBeban KVATDDIHDTHDPFIL %IL (A)VLNIRating (A)
F a s a R S T N R S T N
JamTgl KVAMerekLokasi No. Seri Tahun
No. TrafoNo 1
4. Melakukan peringkat (rangking)
Peringkat terhadap transformator dilakukan dengan menggunakan data pada Tabel 4.3 yang didapat dari langkah 3. Kegiatan pada langkah ini adalah melakukan analisis sekala prioritas terhadap tingkat resiko masalah kualitas daya dan kehandalan masing-masing transformator. Sekala prioritas didasarkan atas kemampuan PLN dalam melakukan pengukuran berkala terhadap transformator prioritas seperti kemampuan sumber daya manusia dan ekonomi dari PLN.
Aspek lain yang disarankan untuk dimasukkan dalam mementukan sekala prioritas adalah aspek keamanan seperti adanya instalasi vital pada beban transformator yang berpengaruh terhadap keamanan dan keselamatan negara serta aspek sosial seperti beban rumah sakit, fasilitas sosial dan lain-lain. Hasil dari langkah ini adalah diperolehnya kelompok transformator menjadi beberapa kelompok prioritas yang ditentukan sesuai kemampuan dan kebijakan PLN seperti contoh berikut:
P1 = kelompok transformator prioritas 1 P2 = kelompok transformator prioritas 2
P3 = kelompok transformator prioritas 3 dan seterusnya
Secara garis besar pengelompokan transformator dapat didasarkan atas:
a. Persentase pembebanan transformator.
b. Kualitas daya pada sistem seperti besar THD, IHD dan TDD.
c. Temperatur transformator.
d. Faktor keamanan dan faktor sosial dari pelanggan pada transformator tersebut.
Penentuan tingkat prioritas masing-masing transformator dapat dibantu dengan membuat pembobotan (skoring) keadaan transformator yang bobotnya dibuat sesuai dengan kebijakan (policy) PLN. Contoh pembobotan keadaan transformator dapat dibuat seperti berikut ini:
I. Persentase pembebanan transformator
Tabel 4.4 Bobot persentase pembebanan transformator
IV. Temperatur
Tabel 4.7 Bobot tingkat panas transformator
Panas Transformator (oC) Bobot
<50 1
5. Melakukan perekaman pertumbuhan beban transformator
Data pertumbuhan beban transformator setiap bulan disarankan dianalisis untuk melihat kecenderungan pertumbuhan beban suatu transformator diantara dua pengukuran agar dapat dijadikan tambahan bahan pertimbangan untuk memasukkan transformator tersebut ke dalam kelompok prioritas tertentu. Untuk memudahkan analisis efek dari pertumbuhan beban maka dapat dilakukan asumsi bahwa kualitas
daya pada saat tersebut adalah sama dengan kualitas daya pada saat pengukuran terakhir.
6. Membuat jadwal pengukuran berkala
Jadwal pengukuran berkala dibuat untuk seluruh transfpormator distribusi yang terdaftar sebagai aset akan tetapi frekuensi pengukuran berkala masing-masing transformator dibuat berbeda tergantung kepada tingkat prioritas transformator tersebut. Transformator dengan prioritas lebih tinggi akan memiliki frekuensi pengukuran berkala lebih tinggi dibandingkan dengan transformator prioritas lebih rendah. Penentuan frekuensi jadwal pengukuran berkala transformator dilakukan berdasarkan kemampuan PLN atau faktor lain yang dianggap penting. Jadwal pengukuran berkala (PB) dapat dibuat seperti contoh berikut ini:
3M = pengkuran setiap 3 bulan 6M = pengukuran setiap 6 bulan 1Y= pengukuran setiap satu tahun 7. Analisis data pengukuran berkala
Data yang diperoleh dari pengukuran berkala dianalisis untuk melihat kecenderungan yang terjadi pada transformator tersebut. Hasil analisis dapat dibuat berupa grafik kecenderungan untuk masing-masing transformator seperti contoh berikut ini:
a. Grafik kecenderungan waktu versus arus netral
b. Grafik kecenderungan waktu versus THD, IHD dan TDD c. Grafik kecenderungan waktu versus pembebanan transformator
d. Grafik kecenderungan waktu versus temperatur titik panas
Melalui Grafik kecenderungan tersebut, diawasi kemungkinan tercapainya limitasi parameter yang diizinkan dan kecenderungan yang timbul dijadikan dasar untuk mengambil keputusan tindakan yang harus dilakukan termasuk tindakan pencegahan, perbaikan dan peningkatan seperti contoh berikut ini:
a. Pengaturan ulang beban tiap fasa agar beban transformator seimbang.
b. Pengaturan ulang jadwal pengukuran
c. Pemasangan filter untuk perbaikan kualitas daya.
d. Penambahan kapasitas dengan penggantian transformator atau penambahan transformator secara paralel.
8. Untuk melengkapi kegiatan penilaian keadaan ini disarankan untuk membuat lembaran data peralatan (equipment data sheet) transformator yang berisikan:
a. Data dari transformator termasuk gambar dan data suku cadang.
b. Data riwayat keadaan (historycal record) transformator berupa grafik kecenderungan, tidakan yang dilakukan, riwayat masalah dan tindakan, riwayat lokasi penempatan dan lain-lain.
Adapun blok diagram pelaksanaan penilaian keadaan transformator distribusi adalah seperti diperlihatkan pada Gambar 4.1.
Gambar 4.1 Blok Diagram Penilaian Keadaan Identifikasi Aset:
-Identitas transformator -Data Pengenal Transformator -Data PEC-R Transformator -Data Laporan Pengujian Transformator
Parameter Penilaian Keadaan:
THD, TDD, FHL, Temperatur titik panas dan Imax.
Perekaman data pertumbuhan beban
Pengukuran menyeluruh terhadap semua aset
Melakukan peringkat (rangking) Menentukan prioritas transformator
-Membuat jadwal pengukuran berkala terhadap transformator
-Analisis data pengukuran berkala (trend)
Tindakan yang dilakukan:
Pencegahan, perbaikan, peningkatan
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan
Dari analisis yang dilakukan dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
1. Penerapan penilaian keadaan transformator distribusi pada jaringan distribusi PLN dengan metode yang diusulkan dapat dilakukan dan sesuai dengan keadaan di lapangan.
2. Sasaran dari penilaian keadaan adalah untuk mendapatkan kualitas daya yang baik dengan mengawasi kecenderungan distorsi arus dan tegangan serta untuk mendapatkan kehandalan transformator yang baik dengan mengawasi kecenderungan panas yang timbul pada titik panas transformator.
3. Indeks harmonisa yang digunakan sebagai parameter kegiatan penilaian keadaan adalah THD, TDD dan Imax sedangkan besaran lain yang digunakan adalah persentase beban dan temperatur transformator.
4. Data hasil penilaian keadaan dapat digunakan sebagai acuan untuk melakukan pengaturan pembagian beban masing-masing fasa.
5.2 Saran
Penelitian ini adalah studi awal (preliminary study) penerapan penilaian keadaan dengan metode sederhana yang dapat diimplementasikan pada jaringan distribusi PLN. Disarankan untuk melanjutkan penelitian ini lebih lanjut dengan menerapkan program komputer yang dapat membuat implementasi penilaian keadaan
transformator distribusi menjadi lebih mudah untuk dilaksanakan dan memasukkan program yang disarankan ini menjadi bagian dari Enterprise Asset Management PLN.
BAB VI DAFTAR PUSTAKA
1. Emil Cazacu, Lucian Petrescu, Valentin Ionita, “Losses and Temperature Rise within Power Transformers Subjected to Distorted Currents”, IEEE 15th International Conference on Electrical Machines, Drives and Power System (ELMA), IEEE 2017
2. IEEE Standard, “Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”, IEEE Std. 519-2014, June 2014.
3. Sudhanshu Goel, Aparna Akula, Ripul Ghosh,Balwinder Singh S., “Condition monitoring of transformer using oil and winding temperature analysis”, 2016-IEEE Conference, Uttar Pradesh Section International Conference on Electrical, Computer and Electronics Engineering (UPCON), IEEE 2016
4. Lakshitha Naranpanawe, Chandima Ekanayake, “Applications of FEM in Condition Monitoring of Transformer Clamping System”, 2017 Australian Universties Power Engineering Conference (AUPEC), IEEE 2017
5. Farhad Davoodi Samirmi , Wenhu Tang, Henry Wu, “Power Transformer Condition Monitoring and Fault Diagnosis with Multi-agent System based on Ontology Reasoning”, Department of Electrical Engineering and Electronics The University of Liverpool, IEEE 2013
6. Norazhar Abu B , Huize Cuil, A. Abu-Siadal, and Shengtao Li, “ A Review of Spectroscopy Technology Applications in Transformer Condition Monitoring”,
2016 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis - Xi'an – China, IEEE 2016
7. Avinash Nelson, Gajanan C Jaiswal, Makarand S Ballal, D. R Tutakne, “ A Remote Condition Monitoring System for Distribution Transformer”, 2014 Eighteenth National Power System (NPSC), IEEE 2014
8. F. C. De La Rosa, Harmonics and Power Systems, Distribution Control Systems Inc.Hazelwood, Missouri, U.S.A., CRC Press Taylor & Francis Group, 2006.
9. R. Arseneau, E. So, and E. Hanique, “Measurements and Correction of No-Load Losses of Power Transformers,” IEEE Transaction on Instrumentation and Measurement, vol. 54, no. 2, pp. 503-506.
10. Ismail Daut, Syafruddin Hasan, and Soib Taib, “Magnetizing Current, Harmonic Content and Power Factor as the Indicators of Transformer Core Saturation”, Journal of Clean Energy Technologies, Vol. 1, No. 4, October 2013
11. C. Sankaran, Power Quality, New York: CRC Press LLC, 2002
12. Dugan Roger , McGranaghan Mark F., Surya Santoso, Wayne Beaty H., Electrical Power Systems Quality, Second Edition, The McGraw-Hill Companies, 2004
13. James H. Harlow, Electric Power Transformer Engineering, CRC Press LLC, New York, 2004
14. IEEE, Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry- Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents, IEEE Std C57.110-2008
15. Deniz Yildirim, Ewald F. Fuchs, “Measured Transformer Derating and Comparison with Harmonic Loss Factor (FHL) Approach”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol 5, No. 1, January 2000
16. E. Cazacu and L. Petrescu, "Derating the three-phase power distribution transformers under nonsinusoidal operating conditions: A case study," 2014 16th International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bucharest, 2014, pp. 488-492.
17. Daniel W. Egolf, Alfred J. Flechsig, “Harmonics Transformer Derating”, Washington State University Pullman. WA, Proceeding of Industrial and Commersial Power System Conference, IEEE, 1994
18. Ahmed E. B. Abu-Elanien, and M. M. A. Salama, “Survey on the Transformer Condition Monitoring “, Large Engineering System Conference on Power Engineering, IEEE Conference 2007.
19. Jonathan W. Stahlhut, Gerald T. Heydt, Nancy J. Selover, “A Preliminary Assessment of the Impact of Ambient Temperature Rise on Distribution Transformer Loss of Life”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 23, No. 4, October 2008.
20. Paneendra Kumar BL, Roy Mathew, “Asset management of transformer based on loss of life calculation”, 2016 IEEE 6th International Conference for Power System (ICPS), 2016.
LAMPIRAN DAFTAR SIMBOL fh = frekuensi gelombang harmonisa
h = urutan harmonisa
THD = Total Harmonic Distortion TDD = Total Demand Distortion IHD = Individual Harmonic Distortion Vh,rms = besar rms tegangan harmonisa V1,rms = besar rms tegangan fundamental
Vh = besar rms tegangan harmonisa individual order ke h V1 = besar rms tegangan fundamental
PCC = Point of Common Coupling
IL = arus beban puncak pada frekuensi fundamental diukur pada PCC Ih = arus rms harmonisa individual
IR = arus rating transformator pada frekuensi rating pf = faktor daya
ISC = kapasitas hubung singkat tida fasa pada PCC PLL = rugi-rugi beban
P = bagian I2R dari rugi-rugi beban PNL = rugi-rugi tanpa beban
PEC = rugi-rugi arus Eddy belitan POSL = other stray loss
PEC-R = rugi-rugi arus Eddy belitan pada kondisi rating POSL-R = other stray loss pada kondisi rating
PLL-R (pu) = per unit rugi-rugi berbeban pada keadaan rating PEC-O = rugi-rugi arus Eddy belitan hasil pengukuran POSL-O = other stray loss hasil pengukuran
PTSL-R = total stray loss pada kondisi rating
FHL-EC = faktor rugi-rugi harmonisa untuk rugi-rugi arus Eddy belitan FHL-STR = faktor rugi-rugi harmonisa untuk rugi-rugi other stray loss
Imax(pu) = arus beban non sinusoidal rms maksimum yang diizinkan pada kondisi rating
= top-oil-rise over ambient temperature
= top-oil-rise over ambient temperature pada kondisi rating θg = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature
θg-R = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature pada kondisi rating I1-R = arus rating fasa fundamental rms sisi tegangan tinggi
I2-R = arus rating fasa fundamental rms sisi tegangan rendah
K = konstanta ( 1,0 untuk transformator satu fasa dan 1,5 untuk transformator tiga fasa)
R1 = tahanan dc diukur pada dua terminal tegangan tinggi transformator R2 = tahanan dc diukur pada dua terminal tegangan rendah transformator MaxPEC-R = besar rugi-rugi arus Eddy belitan maksimum
K = faktor K transformator
CF = crest factor
IP = besar puncak gelombang arus Irms = besar rms gelombang arus
THDF = transformer harmonic-derating factor
KVAD = kapasitas transformator setelah penurunan kapasitas