BAB II. TINJAUAN PUSTAKA
2.5 Evaluasi kemampuan pembebanan transformator
2.5.1 Perhitungan kapasitas transformator isolasi padat menggunakan
Besar per unit rugi-rugi berbeban untuk transformator isolasi padat dengan mengabaikan other stary loss (POSL) sesuai standar IEEE 57.110-2008 adalah seperti dinyatakan pada Persamaan 2.25.
= 𝑋 {1 𝑋 } pu 2.25 Dimana: PLL(pu) = per unit rugi-rugi berbeban
I(pu) = per unit arus rms
FHL = faktor rugi-rugi harmonisa untuk rugi-rugi arus Eddy belitan PEC-R(pu) = per unit rugi-rugi arus Eddy belitan pada kondisi rating
Adapun besar arus non sinusoidal yang direkomendasikan agar temperatur transformator tidak tinggi sehingga umur normal transformator dapat tercapai adalah seperti dinyatakan pada Persamaan 2.26.
= √
pu 2.26 Dimana: Imax(pu) = arus beban non sinusoidal rms maksimum yang diizinkan pada kondisi rating = Derating Factor (DF).
PLL-R(pu) = rugi-rugi berbeban pada kondisi rating tanpa POSL (pu) = 1 + PEC-R (pu)
FHL = faktor rugi-rugi harmonisa untuk arus Eddy belitan
PEC-R(pu) = rugi-rugi winding eddy-current pada kondisi rating (pu) 2.5.2 Perhitungan kapasitas transformator isolasi cair menggunakan data rugi-rugi arus Eddy
Perhitungan penurunan kapasitas untuk transformator isolasi minyak dilakukan dengan memperhitungkan other stary loss (PSL) sesuai standar IEEE 57.110-2008 dan besarnya dinyatakan sebagai top-oil-rise over ambient temperature (oC) seperti pada Persamaan 2.27.
= *
+
°C 2.27 Dimana: = top-oil-rise over ambient temperature (°C)
= top-oil-rise over ambient temperature pada kondisi rating (°C) PLL = rugi-rugi berbeban (W)
PLL-R = rugi-rugi berbeban pada kondisi rating (W) PNL = rugi-rugi tanpa beban (W)
Dan besar PLL adalah:
PLL = P + (FHL x PEC) + (FHL-STR x POSL) W 2.28 Dimana: P = bagian I2R dari rugi-rugi beban (W)
FHL = faktor rugi-rugi harmonisa untuk rugi-rugi arus Eddy belitan PEC = rugi-rugi arus Eddy belitan (W)
FHL-STR = faktor rugi-rugi harmonisa untuk other stray losses POSL = other stray loss (W)
Besar kenaikan panas tertinggi belitan (winding hottest spot conductor rise) adalah sebanding dengan rugi-rugi berbeban pangkat 0,8 seperti pada Persamaan 2.29.
= *
+ °C 2.29 Dimana: θg = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature (°C)
θg-R = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature pada kondisi rating (°C)
PLL(pu) = per-unit rugi-rugi berbeban
PLL-R(pu) = per-unit rugi-rugi berbeban pada kondisi rating
Persamaan 2.29 dapat dinyatakan dalam bentuk seperti pada persamaan 2.30.
= x *
+ °C 2.30
Dimana: FHL = faktor rugi-rugi harmonisa untuk rugi-rugi arus Eddy belitan PEC-R(pu) = per-unit rug-rugi arus Eddy belitan pada kondisi rating 2.5.3 Perhitungan kapasitas transformator dengan menggunakan data test report
Apabila besar PEC-R(pu) tidak tesedia maka besar PEC-R(pu) haruslah dihitung berdasarkan data yang ada pada laporan pengujian (test report) transformator tersebut. Metode ini hanya berlaku untuk transformator yang umum saja sedangkan untuk transformator yang khusus dimana konstruksinya berbeda dengan yang umum maka metode ini tidak dapat digunakan. Perhitungan dengan metode ini dilakukan dengan mengambil beberapa asumsi seperti tertera pada standar IEEE 57.110.2008 klausal 5.2 [14, 17].
Beberapa data yang diperlukan dalam melakukan perhitungan adalah sebagai berikut:
1. Arus rating pada sisi tegangan tinggi transformator (I1-R) 2. Arus rating pada sisi tegangan rendah transformator (I2-R)
3. Tahanan ekivalen hubungan wye yang diukur antara dua terminal tegangan tinggi transformator (RabHV = R1)
4. Tahanan ekivalen hubungan wye yang diukur antara dua terminal tegangan rendah transformator (RabLV = R2)
5. Rugi-rugi berbeban total transformator = PLL-R
Besar rugi-rugi total stray adalah seperti pada persamaan 2.31.
= [ ] W 2.31
Dimana: PTSL-R = total stray loss pada kondisi rating (W) PLL-R = rugi-rugi berbeban pada kondisi rating (W)
I1-R = arus rating fasa fundamental rms sisi tegangan tinggi (A) I2-R = arus rating fasa fundamental rms sisi tegangan rendah (A) 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 (ohm)
R2 = tahanan dc diukur pada dua terminal tegangan rendah transformator (ohm)
Apabila besar tahanan dc yang tersedia adalah besar tahanan tiga fasa maka besar R1 dan R2 dapat dihitung sebagai berikut [17,18]:
Transformator hubungan delta: R1 atau R2 = (2/9) x R3 fasa
Tranformator hubungan wye: R1 atau R1 = (2/3) x R3 fase
Dengan mengambil asumsi bahwa untuk transformator isolasi padat 67% dari total stray loss adalah rugi-rugi arus Eddy belitan dan untuk transformator isolasi minyak diasumsikan 33% dari total stray loss adalah rugi-rugi arus Eddy belitan maka besar PEC-R untuk transformator isolasi padat dapat dinyatakan seperti pada Persamaan 2.32.
PEC−R = PTSL−R X 0,67 W 2.32
Adapun besar PEC-R untuk transformator isolasi minyak adalah seperti pada Persamaan 2.33.
PEC−R = PTSL−R X 0,33 W 2.33
Dengan demikian besar other stray losses adalah seperti Persamaan 2.34.
POSL−R = PTSL−R − PEC−R W 2.34 Dimana: POSL-R = other stray loss untuk kondisi rating (W)
PTSL-R = stray loss total untuk kondisi rating (W)
PEC-R = rugi-rugi arus Eddy belitan untuk kondisi rating (W)
Dengan mengambil asumsi bahwa rugi-rugi rugi-rugi arus Eddy belitan untuk belitan tegangan rendah adalah 0,6 atau 0,7 dan rugi-rugi maximum arus Eddy belitan adalah 400% dari nilai rata-rata seperti asumsi pada standar IEEE 57.110.2008 maka besar rugi-rugi arus Eddy belitan maksimum untuk tegangan rendah dalam per-unit rugi-rugi I2R adalah seperti pada Persamaan 2.35 atau 2.36.
x =
W 2.35 atau
x =
W 2.36 Adapun perhitungan rugi-rugi rugi-rugi arus Eddy belitan untuk belitan tegangan tinggi dapat dilakukan dengan cara yang sama seperti metode untuk tegangan rendah. Dengan demikian besar hottest-spot HV conductor rise over top-oil
temperature (°C) pada Persamaan 2.30 akan menjadi seperti Persamaan 2.37 atau 2.38.
= x *
+ °C 2.37
atau
= x *
+ °C 2.38 Dimana: θg1 = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature (°C)
θg-R = hottest-spot conductor rise over top-oil temperature pada kondisi rating (°C)
2.6 K-Factor
Kapasitas transformator yang melayani beban dengan kandungan harmonisa haruslah dihitung ulang berdasarkan persentase besar arus harmonisa pada sistem dan rating rugi-rugi arus Eddy dengan metode yang direkomendasikan dalam standar IEEE . Namun selain dari metode tersebut ada metode lain yang dapat dipergunakan untuk menyatakan rating transformator yang melayani beban dengan komponen harmonisa (non sinusoidal) yang disebut dengan faktor K (factor). Terminologi K-factor yang digunakan untuk menyatakan rating transformator isolasi padat adalah merupakan terminologi dari Underwriters Laboratories (UL) dalam UL 1961 dan UL 1962 (bukan merupakan terminologi dari IEEE) meskipun faktor K didasari oleh standar ANSI/IEEE C57.110. Panitia The Transformers Committee pada IEEE Power Engineering Society lebih menggunakan faktor rugi-rugi harmonisa (FHL) karena
secara matematika dan fisika dinilai lebih benar dan dipakai sebagai standar enjiniring dibanding faktor K yang digunakan UL yang lebih merupakan satndar keselamatan (safety) [13].
Menurut UL 19 62-1992 paragrap 7B.1, faktor K didefinisikan sebagai rating yang menyatakan kemampuan transformator (suitability) untuk digunakan melayani beban yang mengandung arus non sinusoidal (harmonisa) [14]. Pada metode ini faktor karakteristik frekuensi ikut diperhitungkan sedangkan pada THD dan crest factor karakteristik frekuensi tidak diperhitungkan. Faktor K juga dapat digunakan untuk memperkirakan (estimasi) tambahan panas yang ditimbulkan oleh beban non sinusoidal.
Besar faktor K dinyatakan seperti pada Persamaan 2.39.
= ∑{ }
2 39
Dimana: Ih(pu) = arus rms harmonisa “h” (per unit arus rms beban rating) h = urutan harmonisa
Atau dapat juga dinyatakan seperti pada Persamaan 2.40.
= 1 dan telah digunakan oleh pembuat transformator untuk menyatakan kemampuan
transformator tersebut memikul tambahan arus akibat harmonisa [11]. Dengan angka faktor K maka dapat diketahui perbandingan antara panas yang timbul akibat arus Eddy belitan pada saat transformator yang dialiri arus non sinusoidal dengan panas yang timbul akibat arus Eddy belitan jika transformator tersebut dialiri arus sinusoidal yang sama besar dengan arus non sinusoidal tadi tetapi pada frekuensi ratingnya. Sebagai contoh, jika besar arus pada belitan transformator adalah 150 Amper dengan faktor K adalah 9 maka besar rugi-rugi arus Eddy belitan pada transformator adalah sekitar sembilan kali rugi-rugi arus Eddy belitan untuk arus 150 Amper pada frekuensi ratingnya. Namun demikian faktor K tidak menghitung rugi-rugi arus Eddy pada inti transformator demikian juga dengan rugi-rugi-rugi-rugi lain yang
Maka dengan demikian diperoleh hubungan antara FHL dengan faktor K seperti Persamaan 2.41.
= [∑ ] 2.41 Dimana: IR = arus rms beban rating pada frekuensi rating (A)
Ih = besar rms arus harmonisa ke “h” (A) h = order harmonisa
2.7 Crest Factor
Crest factor (CF) adalah suatu metode lain yang digunakan untuk menyatakan kandungan harmonisa pada sistem. CF didefinisikan sebagai perbandingan (rasio) antara besar puncak suatu gelombang dengan besar rms dari gelombang periodik tersebut. Dengan demikian CF dapat dinyatakan sebagai salah satu cara untuk menyatakan indikasi distorsi gelombang periodik terhadap gelombang idealnya seperti pada Persamaan 2.42 [11].
=
2.42 Dimana: CF = crest factor
IP = besar puncak gelombang arus (A) Irms = besar rms gelombang arus (A)
Untuk gelombang sinusoidal murni besar CF adalah 1,414 atau √2 sehingga jika besar CF yang tidak sama dengan 1,414 maka hal ini mengindikasikan adanya distorsi pada gelombang tersebut. Tipikal gelombang arus yang terdistorsi akan
memiliki CF lebih besar dari 1,414 sedangkan tipikal gelombang tegangan yang terdistorsi akan memiliki CF lebih kecil dari 1,414.
Besar CF arus yang terjadi pada suatu transformator direkomendasikan oleh Computer and Business Equipment Manufacturers Association (CBEMA) menjadi dasar metode untuk melakukan penurunan kapasitas transformator tersebut. Asosiasi CBEMA mendefinisikan transformer harmonic-derating factor (THDF) sebagai perbandingan (rasio) antara besar CF gelombang sinusoidal murni (1,414) dengan besar CF aktual dari transformator tersebut seperti pada Persamaan 2.43.
THD =
2.43
Dengan demikian besar KVA baru adalah perkalian antara THDF dengan KVA nominal trasformator seperti dinyatakan pada Persamaan 2.44.
KVAD = THDF x KVAR KVA 2.44 Dimana: KVAD = kapasitas transformator setelah penurunan kapasitas (KVA) KVAR = KVA rating dari transformator (KVA)
Metode ini direkomendasikan untuk digunakan hanya jika distorsi arus yang terjadi pada transformator adalah disebabkan oleh beban non linier satu fasa dan pengukuran CF dilakukan pada sisi tegangan rendah (sekunder) transformator.
2.8 Panas pada Transformator
Besar panas yang timbul pada suatu transormator adalah tergantung pada besar rugi-rugi yang dihasilkan transformator tersebut dikurangi panas yang dilepas oleh transformator. Pelepasan panas dari sebuah transformator dapat terjadi dengan berbagai cara seperti konduksi, konveksi dan radiasi. Hubungan antara panas yang tersimpan (stored) pada transformator dan panas yang dilepas (dissipasi) tergantung pada temperatur permukaan , temperatur sekitar serta luas permukaan transformator.
Secara umum pelepasan panas yang terjadi pada transformator adalah kombinasi antara konduksi dan konveksi sedangkan pelepasan panas secara radiasi adalah sangat kecil dan cenderung diabaikan. Besar panas yang dilepas per satuan waktu oleh transformator ke udara sekitar transformator adalah tergantung dari koefisien transfer panas (W/m2/oC), luas permukaan transformator (m2) dan surface temperatures rise above ambient (oC) [19].
2.8.1 Panas yang tersimpan pada isolasi minyak
Panas yang dihasilkan oleh belitan akan dialirkan dari belitan ke isolasi minyak transformator lalu diteruskan ke tangki transformator baru kemudian dilepas ke udara sekitar transformator. Selama proses pindahan panas berlangsung maka sebagian dari panas tersebut akan tersimpan pada konstruksi transformator. Besar panas yang dapat tersimpan pada transformator tergantung pada kapasitas panas (thermal capacity) dari minyak, belitan dan dinding baja tangki transformator.
Adapun panas yang tersimpan pada isolasi minyak transformator adalah tergantung pada panas jenis minyak tersebut (Specific heat of the oil - J/Kg/o C),
massa minyak (kg) dan Top oil temperature rise over ambient temperature (oC).
Besar tipikal dari panas jenis dari minyak transformator adalah 1880 J/kg/oC [19] .
2.8.2 Transformator dengan beban dan temperatur sekitar yang bervariasi Apabila beban transformator berubah (bervariasi) maka panas yang dihasilkan juga akan bervariasi sehingga menyebabkan temperatur pada titik panas juga akan bervariasi. Contoh variasi dari temperatur sebuah transformator 1600 KVA sebagai akibat bervariasinya beban transformator dapat dilihat pada Gambar 2.4 dan 2.5 [19].
Gambar 2.4 Beban versus waktu dalam satu bulan
Gambar 2.5 Temperatur titik panas versus waktu pada beban bervariasi
Kenaikan beban transformator segera sebesar 122 persen antara hari ke enam belas sampai hari ke sembilan belas (dari 1600 kVA menjadi sekitar 1952 kVA) menyebabkan temperatur transformator naik dari sekitar 98 oC menjadi sekitar 125 oC secara gradual. Apabila beban transformator diturunkan segera menjadi 70 persen dari beban nominalnya (dari 1952 kVA menjadi 1120 kVA) maka temperatur transformator turun secara gradual dari 125 oC menjadi sekitar 70 oC.
Temperatur pada belitan ataupun isolasi minyak ransformator akan sangat ditentukan oleh besar rugi-rugi yang dihasilkan transformator dan besar temperatur udara sekitar. Kenaikan temperatur sekitar akan menyebabkan naiknya temperatur transformator dan pada akhirnya akan mempengaruhi usia pakai dari transformator.
Menurut Dakin’s rule bahwa setiap kenaikan 10 oC kenaikan temperatur transformator akan mempercepat penurunan usia pakai isolasi dua kali lebih cepat.
Jika usia pakai oil-cellulose diperkirakan adalah 23,5 tahun (180.000 jam) maka pada beban 50% usia pakai dari oil-cellulose adalah sekitar 30 tahun [20].
2.9 Penilaian Keadaan Transformator
Penilaian keadaan (Condition monitoring) adalah bagian dari program Condition-Based Maintenance (atau sering juga disebut Predictive Maintenance) yang merupakan perbaikan dari metode time-based maintenance. Dengan menggunakan program condition based maintenance maka kecenderungan (trend) dari peralatan dapat dianalisis untuk menjadi dasar pengambilan keputusan disamping dapat juga sebagai diagnosa masalah yang timbul pada peralatan. Dengan metode ini maka masalah interupsi, biaya perawatan dan tenaga kerja dapat dikurangi yang pada akhirnya akan meningkatkan kehandalan dan usia pakai dari peralatan [18].
Beberapa keuntungan yang diperoleh dari program penilaian keadaan antara lain adalah [18]:
1. Mengurangi biaya perawatan (maintenance) karena gejala masalah yang akan timbul pada transformator dapat dideteksi secara dini sehingga dapat dilakukan tindakan pencegahan dini.
2. Mengurangi kemungkinan (probabilitas) terjadinya interupsi atau gangguan akibat kerusakan (beakdown).
3. Meningkatkan kualitas pelayanan daya serta meningkatkan keselamatan kerja (safety).
4. Mengurangi perkerjaan perbaikan.
5. Dapat digunakan sebagai diagnosis untuk kegiatan menganalisis akar masalah.
6. Dengan mengintegrasikan dengan kegiatan penilaian keadaan lain seperti DGA, PDA dan frequency renponse analysis maka dapat diperkirakan usia pakai dari transformator yang lebih tepat.
Untuk melakukan penilaian keadaan sebuah transformator akibat harmonisa, indeks harmonisa yang terdapat dalam standar IEEE termasuk besaran maksimum yang diizinkan disarankan dalam berbagai literatur untuk dijadikan parameter penilaian keadaan. Parameter lain yang disarankan untuk dijadikan parameter penilaian keadaan transformator antara lain adalah DGA, PDA dan pemeriksaan kandungan pengotor (impurities) minyak isolasi transformator.
Pada literatur [3] metode yang disarankan adalah dengan menganalisis data temperatur minyak isolasi dan temperatur belitan transformator dengan menggunakan prinsip online condition monitoring and analysis. Temperatur minyak isolasi dan belitan transformator didata secara online dan dengan menggunakan Oil Temperature Indicator (OTI) dan Winding Temperature Indicator (WTI) kemudian bersamaan dengan data temperatur udara sekitar dan besar beban digunakan untuk melakukan penilaian keadaan transformator secara statistika.
Pada literatur [4] disarankan melakukan analisis penilaian keadaan trafo dengan melihat korelasi antara kandungan pengotor minyak, clamping pressure belitan melalui simulasi CAD, namun karena hanya melakukan simulasi menggunakan data transformator termasuk data material dan tidak menganalisis
keadaan sebenarnya trafo berdasar data aktual dilapangan maka hasil yang diperoleh belum tentu sesuai dengan keadaan sebenarnya.
Literatur [5] menyarankan penilaian keadaan transformator dilakukan dengan menganalisis gejala (simptom) keadaan transformator dengan menggunakan logika ontology reasoner. Dengan menggunakan metode ini dapat didiagnosa kondisi dan gangguan pada transformator. Gejala-gejala yang digunakan antara lain panas sebagai gejala dari gangguan termal, adanya hidrogen adalah gejala dari adanya peluahan sebagian, gangguan adalah gejala gangguan komponen, korosi adalah gejala masalah pada tangki dan arcing adalah gejala dari gagal isolasi. Metode ini dibangun untuk menghasilkan kondisi real time transformator sehingga dalam prosesnya membutuhkan real time data dari transformator yang disimpan dalam satu database.
Literatur [6] menyarankan penggunaan spectroscopy dalam menganalisis elemen yang terkandung pada isolasi minyak transformator. Dengan menggunakan efek radiasi elektromagnetik sebuah peralatan Gas Chromatography dapat mengukur level energi suatu material sehingga dapat ditentukan jenis material tersebut. Dengan demikian dapat ditentukan kandungan material apa saja yang terdapat pada isolasi minyak transformator termasuk kandungan gas terlarut. Hasil yang didapat digunakan untuk menganalisis kondisi isolasi minyak berdasar jenis pengotor yang terkandung dalam isolasi minyak dan pada akhirnya menentukan kondisi minyak tersebut sedangkan literatur [7] menyarankan penilaian keadaan transformator dilakukan secara jarak jauh (remote condition monitoring). Parameter yang diperlukan pada metode ini dikumpulkan dari transformator melalui internet dan diproses oleh
operator pada remote terminal unit. Pada remote terminal unit besar health index transformator dihitung dan hasilnya dibandingkan dengan standar yang telah ditentukan untuk menentukan apakah kondisi transformator sempurna (Excellent), baik (good), memerlukan perhatian (alarm state), memerlukan perawatan (maintenance) atau buruk (poor). Metode ini membutuhkan sistem akuisisi data (untuk mengumpulkan data top oil temperature, level minyak transformator, tegangan, arus, faktor daya dan humming noise), sistem pemerosesan, komunikasi dan Human Machine Interface (HMI). Metode ini merupakan bagian dari Assests Management System.
BAB III
METODE PENELITIAN 3.1 Umum
Metode yang dilakukan dalam penelitian ini adalah melakukan analisis terhadap data hasil pengukuran kualitas daya pada transformator distribusi PLN terhadap implementasi program penilaian keadaan yang diusulkan. Hasil analisis data tersebut digunakan untuk menentukan metode akhir yang diusulkan serta data pengukuran apa saja yang diperlukan agar kegiatan penilaian keadaan pada transformator distribusi PLN dapat dilakukan.
3.2 Prosedur Penelitian
Untuk dapat menghasilkan metode peniaian keadaan yang tepat serta menentukan data apa saja yang diperlukan dalam pelaksanaan penilaian keadaan transformator yang ada pada jaringan distribusi PLN maka penelitian dilakukan dengan prosedur sebagai berikut:
1. Mengambil data pengukuran yang dilakukan PLN terhadap transformator distribusi.
2. Membuat Proposal Penilaian Keadaan Transformator Distribusi.
3. Menganalisis data pengukuran PLN dengan indeks harmonisa standar.
4. Membandingkan data yang didapat dari hasil pengukuran dan perhitungan PLN dengan kebutuhan data yang diperlukan agar penilaian keadaan pada transformator PLN dapat dilakukan.
Adapun Diagram Alir dari penelitian adalah seperti Gambar 3.1.
Penentuan
Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian Penilaian keadaan transformator dapat diimplementasikan?
Data pengukuran
dan perhitungan
PLN
Analisis data dengan indeks harmonisa
transformator
Tidak
Implementasi penilaian keadaan transformator
Selesai Mulai
Ya -Sudi literatur harmonisa
-Merancang Program Penilaian Keadaan
3.3 Proposal Penilaian Keadaan Transformator Distribusi PLN
Sasaran yang ingin dicapai dari dilakukannya penilaian keadaan pada transformator distribusi PLN adalah sebagai berikut:
1. Untuk menilai kualitas daya yang disalurkan dengan menggunakan indeks harmonisa.
2. Untuk menilai keadaan transformator distribusi agar kehandalan sistem tetap terjamin baik.
3.3.1 Parameter Pengamatan
Pengawasan kualitas daya yang disarankan pada penelitian ini adalah melakukan penilaian terhadap distorsi yang terjadi pada gelombang tegangan dan gelombang arus sistem agar besarnya tidak melebihi batasan yang disarankan pada standar yang berlaku. Indeks harmonisa yang dapat digunakan untuk melakukan penilaian keadaan distorsi gelombang sistem adalah THD, IHD, dan TDD. Adapun fungsi dari masing-masing indeks harmonisa dalam penilaian keadaan distorsi gelombang yang ada pada sistem adalah sebagai berikut:
1. THD dan IHD digunakan sebagai parameter untuk mengamati berapa besar penyimpangan atau distorsi yang terjadi pada gelombang tegangan. Dengan mengamati dan mengevaluasi kecendrungan dari distorsi gelombang tegangan maka dapat dilakukan tindakan (action taken) agar kualitas tegangan sistem dapat dijamin baik. Batasan distorsi tegangan yang dijadikan acuan adalah standar IEEE Std. 519-2014 mengenai limitasi THD dan TDD seperti yang tertera pada Tabel 1.
2. TDD digunakan sebagai parameter untuk mengamati berapa besar penyimpangan yang terjadi pada gelombang arus. Alasan digunakannya TDD untuk mengamati distorsi yang terjadi pada gelombang arus akibat harmonisa (bukan THD) adalah untuk memberikan gambaran yang lebih benar tentang keadaan gelombang arus (Sub Bab 2.2). Batasan distorsi arus yang dijadikan acuan adalah standar IEEE Std. 519-2014 mengenai limitasi TDD seperti yang tertera pada Tabel 2.
Pengawasan keadaan transformator yang disarankan pada penelitian ini adalah mengawasi kecenderungan temperatur pada titik panas transformator. Dengan melihat kecenderungan temperatur dari titik panas transformator maka dapat ditentukan besar arus non sinusoidal maksimum yang terjadi (Imax-pu) pada saat temperatur titik panas transformator mencapai nilai maksimum yang diizinkan. Pengawasan temperatur titik panas secara pengukuran langsung lebih mudah dilaksanakan dan hasilnya dapat menggambarkan keadaan sebenarnya. Besar PEC-R (pu) yang diperlukan untuk menghitung besar arus non sinusoidal maksimum didapat dari data yang diberikan oleh pembuat transformator atau dihitung dengan menggunakan data pengujian transformator sedangkan besar FHL diperoleh dari hasil perhitungan data pengukuran arus harmonisa seperti yang telah diuraikan pada Sub Bab 2.4 dan 2.5.
3.3.2 Manajemen Penilaian Keadaan
Penilaian keadaan merupakan suatu metode manajemen kecenderungan keadaan yang terekam pada aset suatu sistem. Langkah-langkah yang disarankan
dalam manajemen penilaian keadaan transformator distribusi ini adalah sebagai berikut:
1. Identifikasi aset.
Pada langkah ini selain dilakukan identifikasi transformator-transformator yang akan diawasi keadaannya juga dilakukan tabulasi data lain yang diperlukan dalam kegiatan penilaian keadaan sehingga data yang didapat dari langkah ini adalah:
a. identifikasai transformator distribusi seperti nomor aset, nomor gardu, gardu induk penyulang, merek dan nomor seri transformator.
b. Data pengenal transformator distribusi c. Data PEC-R
d. Data laporan pengujian transformator
2. Penentuan parameter yang akan diawasi kecenderungannya.
Pada langkah ini ditentukan besaran ukur apa saja yang diperlukan agar didapatkan parameter penilaian keadaan yang akan diawasi.
3. Pengukuran menyeluruh terhadap semua aset yang telah terdaftar sehingga didapatkan besaran ukur yang diperlukan untuk setiap transformator distribusi. Setelah semua besaran ukur diperloleh, dilakukan perhitungan parameter penilaian keadaan seperti THD, IHD, TDD, FHL dan Imax.
4. Perekaman data pertumbuhan beban masing-masing transformator setiap bulan untuk melihat kecenderungan pertumbuhan beban.
5. Melakukan peringkat (rangking) terhadap data yang didapat dari langkah 3 dan langkah 4 serta melakukan analisis sekala prioritas terhadap tingkat resiko masalah kualitas daya dan kehandalan masing-masing transformator.
6. Membuat jadwal pengukuran berkala terhadap transformator berdasar atas tingkat prioritas masing-masing transformator. Penentuan jadwal pengukuran transformator dilakukan berdasarkan pertumbuhan beban dan besar parameter penilaian keadaan.
7. Melakukan analisis data pengukuran berkala dan kecenderungan yang terjadi.
Hasil analisis yang merupakan grafik kecenderungan dijadikan dasar untuk mengambil keputusan mengenai tindakan yang harus dilakukan (action taken) termasuk tindakan pencegahan (preventive), perbaikan (correction) dan
Hasil analisis yang merupakan grafik kecenderungan dijadikan dasar untuk mengambil keputusan mengenai tindakan yang harus dilakukan (action taken) termasuk tindakan pencegahan (preventive), perbaikan (correction) dan