CONDITION ASSESSMENT GAS SF6 GIS 150kV GLUGUR
MEDAN
Diajukan untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam menyelesaikan
pendidikan sarjana (S-1) pada Departemen Teknik Elektro
O l e h
ROYDEN ZULFAI HUTAPEA
060402021
DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS SUMATERA UTARA
MEDAN
CONDITION ASSESSMENT GAS SF6 GIS 150Kv GLUGUR
MEDAN
Oleh:
NAMA : ROYDEN ZULFAI HUTAPEA
NIM : 060402021
Tugas akhir ini diajukan untuk melengkapi salah satu syarat
untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik
pada
DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS SUMATERA UTARA
MEDAN
Sidang pada tanggal 19 bulan Januari tahun 2013 di depan Penguji :
1. Ir. Hendra Zulkarnaen : Ketua Penguji
2. Ir. Zulkarnaen Pane : Anggota Penguji
3. Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si : Anggota Penguji
Diketahui oleh : Disetujui oleh:
Ketua Departemen Teknik Elektro, Pembimbing Tugas Akhir,
Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si Ir. Syahrawardi
ABSTRAK
Sulfur Heksafluorida ( SF6 ) merupakan gas yang dapat digunakan sebagai
media isolasi pada peralatan listrik, begitu juga digunakan pada Gas Insulated
Switchgear ( GIS ) pada sistem transmisi daya listrik. kondisi isolasi gas SF6 ini
akan berkaitan dengan tingkat unjuk kerja GIS secara keseluruhan.
Tingkat unjuk kerja GIS dapat ditentukan dengan menggunakan metode
condition assessment. Condition assessment sendiri dapat dibagi menjadi dua
bagian utama. Bagian pertama adalah pengidentifikasian resiko (risk assessment).
Dalam hal ini, dicari bentuk kegagalan beserta parameter gas SF6 yang terlibat,
lalu ditentukan parameter gas apa yang lebih berpengaruh dalam menyebabkan
kegagalan tersebut. Bagian kedua adalah teknik monitoring diagnosis yang
merupakan cara untuk mengetahui dan mengukur parameter-parameter gas SF6
pada GIS yang diperiksa. Parameter gas tersebut antara lain tekanan, kemurnian,
titik embun, produk dekomposisi SF6,suhu lingkungan dan aktivitas partial
discharge. Kemudian hasil dari pengidentifikasian resiko dan monitoring
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yesus atas kasih dan
penyertaan-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir yang berjudul:
“ CONDITION ASSESSMENT GAS SF6 GIS 150kV GLUGUR MEDAN ”
Tugas akhir ini merupakan bagian dari kurikulum yang harus diselesaikan untuk
memenuhi persyaratan menyelesaikan pendidikan Sarjana Strata Satu (S-1) di
Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Sumatera Utara. Selama
penulis menjalani pendidikan di kampus hingga diselesaikannya Tugas Akhir ini,
penulis banyak menerima bantuan, bimbingan serta dukungan dari berbagai pihak.
Pada kesempatan ini penulis ingin menyampaikan terimakasih yang tulus dan
sebesar-besarnya kepada:
1. Bapak Ir. Syahrawardi sebagai Dosen Pembimbing Tugas Akhir penulis
yang sangat besar bantuannya dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.
2. Bapak Ir. Sumantri Zulkarnaen sebagai Dosen Wali penulis selama
menyelesaikan pendidikan di kampus USU.
3. Bapak Ir. Surya Tarmizi Kasim, M.Si sebagai Ketua Departemen Teknik
Elektro Fakultas Teknik Universitas Sumatera Utara.
4. Bapak Rahmad Fauzi, ST, MT sebagai Sekretaris Departemen Teknik
Elektro Fakultas Teknik Universitas Sumatera Utara.
5. Seluruh Staff Pengajar dan Pegawai Departemen Teknik Elektro FT-USU.
6. Kedua orang tua saya B. Hutapea (Op. Kayleen) dan M. Sipayung (Op.
Kayleen) berikut Kepada Kakak dan Lae saya : Devi Yenni Hutapea /
/ J.Sibarani, atas semangat dan doanya kepada penulis dengan segala
pengorbanan dan kasih sayang yang tidak ternilai harganya.
7. DPN dan Seluruh teman-teman stambuk 2006 dan seperLESan berikut
sesama penunggu kantin DW ( MIPA ) atas kebersamaan dan dukungan
yang diberikan .
8. Seluruh teman-teman mahasiswa/i di Departemen Teknik Elektro, atas
dukungan dan bantuan yang diberikan kepada penulis.
Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih banyak kekurangannya. Kritik
dan saran dari pembaca untuk menyempurnakan Tugas Akhir ini sangat penulis
harapkan. Kiranya Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi kita semua.
Terimakasih
Medan, Desember 2012
Penulis
DAFTAR ISI
BAB I PENDAHULUAN 1.1LATAR BELAKANG ... 1
1.2TUJUAN DAN MANFAAT PENULISAN ... 1
1.3BATASAN MASALAH ... 2
1.4METODE PENULISAN ... 2
1.5SISTEMATIKA PENULISAN ... 3
BAB II GAS INSULATED SWITCHGEAR ( GIS ) 2.1SEJARAH GIS ... 4
2.2KOMPONEN – KOMPONEN GIS ... 5
2.3DIAGRAM SATU GARIS GARDU INDUK GIS 150Kv GLUGUR MEDAN ... 9
2.4PARAMETER TERUKUR DARI GIS ... 10
BAB III CONDITION ASSESSMENT 3.1LATAR BELAKANG CONDITION ASSESSMENT ... 15
3.2CONDITION ASSESSMENT DALAM SISTEM KELISTRIKAN . ... 19
3.3CONDITION ASSESSMENT PADA GIS ... 19
3.3.1 Risk Assessment menggunakan Failure Mode Effect Analysis ( FMEA ) ... 21
CONDITION ASSESSMENT PADA GIS ... 25
3.4.1 Penentuan nilai batas ( boundary values ) ... 25
3.4.2 Penentuan Faktor Pembobotan ( Weighting Factor ) ... 28
BAB IV CONDITION ASSESSMENT GIS 150 KV GLUGUR MEDAN
4.1KONDISI EKSISTING GIS 150KV GLUGUR MEDAN ... 29
4.2RISK ASSESSMENT DENGAN FMEA ( Failure Mode Effect
Analysis ) ... 30
4.3PROSEDUR PENGUJIAN GIS 150Kv GLUGUR MEDAN ... 32
4.3.1 PERALATAN KERJA PERLENGKAPAN K2 DAN
MATERIAL ... 32
4.3.2 LANGKAH – LANGKAH PELAKSANAAN ... 33
4.4MONITORING DIAGNOSIS PADA GIS ... 37
4.5PENENTUAN NILAI BATAS DAN FAKTOR PEMBOBOTAN .... 37
4.6NILAI AKHIR GIS 150KV GLUGUR MEDAN ... 42
BAB V KESIMPULAN
KESIMPULAN ... 44
DAFTAR PUSTAKA
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Circuit breaker pada GIS dengan penggerak motor ... 6
Gambar 2.2 Disconnecting switch pada GIS ... 6
Gambar 2.3 Earthing switch pada GIS... 7
Gambar 2.4 Current transformer pada GIS ... 7
Gambar 2.5 voltage transformer pada GIS ... 8
Gambar 2.6 Busbar pada GIS ... 8
Gambar 2.7 Diagram Satu Garis Gardu Induk GIS 150kv Glugur Medan ... 9
Gambar 2.8 Ilustrasi gangguan umum yang terjadi pada GIS ... 13
Gambar 3.2 Hubungan condition assessment ... 18
Gambar 3.3 Faktor – faktor yang mempengaruhi tingkat unjuk kerja GIS ... 22
Gambar 3.4 Hubungan antara monitoring diagnosis dengan teknik diagnosis dan parameter yang diamati ... 24
Gambar 4.1 Fasilitas Neple Pada Kompartemen ... 33
Gambar 4.2 Jenis – jenis neple yang digunakan ... 34
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 produk hasi dekomposisi SF6 ... 11
Tabel 2.2 perbandingan teknik diagnosis partial discharge ... 14
Tabel 4.1 Nama Bay, Pembuatan, dan Operasi Pada GIS 150 kV Glugur ... 30
Tabel 4.2 FMEA GIS PT.PLN P3B Jawa Bali ... 31
Tabel 4.3 Kategori Frekuensi Kegagalan ... 32
Tabel 4.4 Kategori pengaruh pada sistem dan level keselamatan ... 32
Tabel 4.5 Nilai batas yang ditentukan untuk kompartemen GIS ... 39
Tabel 4.6 Perbandingan akumulasi frekuensi kegagalan dan parameter yang terlibat ... 39
Tabel 4.7 Hubungan Perbandingan akumulasi frekuensi kegagalan dan parameter yang terlibat ... 40
Tabel 4.8 Faktor pembobotan parameter ... 41
ABSTRAK
Sulfur Heksafluorida ( SF6 ) merupakan gas yang dapat digunakan sebagai
media isolasi pada peralatan listrik, begitu juga digunakan pada Gas Insulated
Switchgear ( GIS ) pada sistem transmisi daya listrik. kondisi isolasi gas SF6 ini
akan berkaitan dengan tingkat unjuk kerja GIS secara keseluruhan.
Tingkat unjuk kerja GIS dapat ditentukan dengan menggunakan metode
condition assessment. Condition assessment sendiri dapat dibagi menjadi dua
bagian utama. Bagian pertama adalah pengidentifikasian resiko (risk assessment).
Dalam hal ini, dicari bentuk kegagalan beserta parameter gas SF6 yang terlibat,
lalu ditentukan parameter gas apa yang lebih berpengaruh dalam menyebabkan
kegagalan tersebut. Bagian kedua adalah teknik monitoring diagnosis yang
merupakan cara untuk mengetahui dan mengukur parameter-parameter gas SF6
pada GIS yang diperiksa. Parameter gas tersebut antara lain tekanan, kemurnian,
titik embun, produk dekomposisi SF6,suhu lingkungan dan aktivitas partial
discharge. Kemudian hasil dari pengidentifikasian resiko dan monitoring
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 LATAR BELAKANG
Pada Gardu induk transmisi khususnya Gardu Induk isolasi gas atau Gas
Insulated Switchgear ( GIS ), keandalan serta kemampuan GIS dalam melayani
sistem transmisi adalah hal yang sangat penting, dimana hal ini akan berpengaruh
terhadap kinerja keseluruhan sistem gardu induk yang terhubung, yang pada
akhirnya akan mempengaruhi pasokan daya ke seluruh konsumen listrik.
Untuk menjaga agar GIS tetap pada kondisi yang prima, diperlukan
maintenance atau perawatan yang memadai dan sesuai dengan standar perawatan
yang ada, dimana selama ini metode perawatan yang dilakukan didasarkan pada
waktu kerja dari GIS itu sendiri ( Time based ) secara periodik, untuk itu akan
dibahas sebuah cara penilaian GIS yang didasarkan pada parameter parameter
yang berkaitan dengan unjuk kerja GIS itu sendiri dengan menggunakan
perhitungan statistik, sehingga perawatan dapat dilakukan berdasarkan kondisi
terkini dari GIS tersebut ( Condition based ).
1.2 TUJUAN DAN MANFAAT PENULISAN
Penulisan tugas akhir ini bertujuan untuk mengetahui kondisi aktual dari
GIS Glugur medan dan bermanfaat bagi para pembaca agar mengetahui proses
1.3 BATASAN MASALAH
Untuk menjaga agar pembahasan materi dalam Tugas Akhir ini lebih
terarah, maka penulis menetapkan beberapa batasan masalah sebagai berikut :
1. Kondisi gas SF6 GIS yang akan dinilai adalah GIS Glugur Medan
2. Tidak menghitung besaran partial discharge pada GIS.
3. Tidak menghitung tegangan tembus dari isolasi GIS.
4. Tidak menganalisis kondisi lain selain Gas SF6 GIS Glugur Medan
1.4 METODE PENULISAN
Untuk dapat menyelesaikan tugas akhir ini maka penulis menerapkan
beberapa metode studi diantaranya :
1. Pembelajaran secara literatur
Metode ini dilaksanakan dengan membaca teori-teori yang berkaitan
dengan topik tugas akhir ini, dari buku-buku referensi baik yang
dimiliki oleh penulis atau di perpustakaan dan juga dari artikel-artikel,
jurnal, internet dan lain-lain.
2. Diskusi
Berupa tanya jawab tentang topik tugas akhir ini dengan dosen
pembimbing yang telah ditunjuk oleh pihak departemen Teknik
Elektro USU dan teman-teman sesama mahasiswa.
3. Studi lapangan
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN
Tugas akhir ini disusun berdasarkan sistematika penulisan sebagai berikut:
BAB I PENDAHULUAN
Bab ini merupakan pendahuluan yang berisi tentang latar
belakang masalah, tujuan dan manfaat penulisan, batasan
masalah, metode penulisan dan sistematika penulisan.
BAB II GAS INSULATED SWITCHGEAR ( GIS )
Bab ini membahas secara umum tentang GIS
BAB III CONDITION ASSESSMENT
Bab ini membahas tentang pengertian condition assessmentdan
parameter – parameter yang dapat digunakan untuk melakukan
penilaian pada GIS.
BAB IV CONDITION ASSESSMENT GAS SF6 GIS 150 kV
GLUGUR MEDAN
Bab ini membahas tentang condition assessment pada GIS
150kV Glugur medan
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN
Bab ini berisi kesimpulan dan saran yang berkaitan dengan
BAB II
GAS INSULATED SWITCHGEAR ( GIS )
2.1 SEJARAH GIS
GIS yang sekarang telah menggunakan Gas SF6 ( Sulfur Hexafluoride )
sebagai media isolasi, menjadikannya sebagai sebuah teknologi yang maju dan
telah banyak dipakai di banyak gardu untuk melayani kebutuhan listrik dimulai
tahun 1960. Pada awalnya GIS merupakan sebuah konsep dari “ ruang yang
tertutup ” oleh bahan logam pada tahun 1920 dimana minyak digunakan sebagai
bahan isolasi di dalamnya. Kemudian pada tahun 1930-an, digunakanlah gas
untuk pertama kalinya sebagai media isolasi , dimana Freon merupakan gas
pertama yang dipakai saat itu . Dengan munculnya teknologi untuk menghasilkan
Gas SF6, maka digunakanlah gas SF6 sebagai media untuk mengisolasi sistem
tegangan tinggi pada GIS, yang kemudian mulai diperkenalkan ke pasaran pada
tahun 1968 sebagai pemadam busur api dan media isolasi. Tonggak sejarah yang
kemudian membuat semakin berkembangnya teknologi GIS adalah pemasangan
gardu 550 kV GIS di Kanada dengan kapasitas pemutusan tertinggi yang pernah
dicapai senilai 100 kA. Kemudian adanya gardu 765 kV GIS di Afrika Selatan
dan bahkan baru – baru ini adanya gardu 1000 kV GIS di Jepang.
Konsistensi dari penelitian, pembangunan, serta upaya yang inovatif
membuat teknologi ini berkembang pesat dengan diciptakannya GIS yang bentuk
nya semakin terpadu dan dioptimalkan secara keseluruhan. GIS biasanya didesain
modular ( dapat dirakit perbagian ) dan sudah diisi dengan SF6 dengan kuantitas
mengalami perkembangan yang sangat pesat, dengan perkiraan 80.000 bay yang
ada sekarang dan pertambahannya kemudian diperkirakan mencapai 6.000 bay
pertahun. Kunci keberhasilan teknologi GIS adalah dari desainnya yang dibuat
semakin terpadu, ketahanan GIS terhadap lingkungan sekitarnya, keandalan,
serta mudah dipahami dan didokumentasikan.
Pada saat sekarang ini dimana penilaian terhadap modal sebuah proyek
didasarkan pada biaya total dari keseluruhan umur peralatan, menjadikan GIS bisa
menjadi solusi yang lebih baik jika dibandingkan dengan AIS ( Air Insulated
Switchgear ).
2.2 KOMPONEN - KOMPONEN GIS
GIS memiliki berbagai macam komponen dimana komponen – komponen
tersebut memiliki fungsi dan tugas masing – masing dalam kerja GIS . Beberapa
komponen umum yang ada pada GIS antara lain adalah :
a. Pemutus Tenaga ( Circuit breaker )
b. Saklar Pemisah ( Disconnecting switch )
c. Saklar Pembumian ( Earthing switch )
d. Trafo arus (Current transformer )
e. Trafo Tegangan (Voltage transformer )
f. Rel Daya (Busbar )
g. Sambungan kabel(Cable connection )
a. Pemutus Tenaga
Adalah alat pemutus arus listrik pada rangkaian yang dibuat untuk
melindungi sistem dari kerusakan akibat beban lebih ataupun hubung
singkat. Tidak seperti sekering, pemutus tenaga dapat di-set ulang baik
secara manual ataupun otomatis untuk mengalirkan arus listrik. Pemutus
tenaga dapat digerakkan dengan cara manual ataupun dengan mekanisme
penggerak seperti motor, spring, pneumatik dan hidrolik seperti yang
ditunjukkan pada Gambar 2.1
Gambar 2.1 Pemutus Tenaga pada GIS dengan penggerak motor
b. Saklar Pemisah
Adalah alat pengamanan yang digunakan untuk memisahkan peralatan
yang ada di gardu dari arus dan tegangan yang ada pada jaringan listrik,
sehingga dapat dilakukan pemeriksaan atau perawatan pada gardu oleh
operator dalam keadaan aman, dimana saklar pemisah baru dapat
dioperasikan setelah pemutus tenaga pada kondisi terbuka, seperti yang
c. Saklar Pembumian
Adalah alat pengaman yang digunakan untuk membumikan peralatan -
peralatan gardu induk selama proses perbaikan atau perawatan sehingga
arus sisa yang masih ada di dalam peralatan gardu disalurkan ke bumi
untuk menjaga keselamatan operator. Saklar pembumian hanya dapat
dioperasikan apabila saklar pemisah sudah dalam kondisi terbuka seperti
yang ditunjukkan oleh Gambar 2.3 dibawah ini
Gambar 2.3 Saklar pembumian pada GIS
d. Trafo Arus
Adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur arus pada jaringan
listrik gardu dimana Trafo Arus dapat digunakan sebagai peralatan
pengukuran maupun proteksi, seperti pada Gambar 2.4
e. Trafo Tegangan
Merupakan peralatan yang digunakan untuk mengukur tegangan pada
jaringan listrik gardu dimana Trafo Tegangan dapat digunakan untuk
pengukuran dan proteksi serta digunakan sebagai penyuplai tegangan pada
peralatan relay proteksi yang ada pada gardu seperti telihat pada Gambar
2.5.
Gambar 2.5 Trafo Tegangan pada GIS
f. Rel Daya
Merupakan bagian dari GIS sebagai titik pertemuan atau penghubung
dengan transformator – transformator tenaga seperti yang dapat dilihat
pada Gambar 2.6.
GIS dapat dibedakan dalam beberapa klasifikasi umum yaitu :
A. Berdasarkan jumlah fasa per tabung, yaitu GIS dengan satu
fasa per tabung atau GIS dengan tiga fasa per tabung.
B. Berdasarkan lokasi instalasi, yaitu GIS dengan instalasi
indoor atau GIS dengan instalasi outdoor dan GIS bergerak
( mobile ).
C. Berdasarkan jenis penggerak, yaitu penggerak motor,
hydraulic, pneumatic, dan spring.
2.3 DIAGRAM SATU GARIS GARDU INDUK GIS 150Kv GLUGUR
MEDAN
2.4 PARAMETER TERUKUR DARI GIS
Pada GIS terdapat beberapa parameter yang dapat diukur, meliputi kondisi
fisik isolasi gas SF6 dan fenomena listrik berupa partial discharge, untuk kondisi
fisik isolasi gas SF6 dapat dipengaruhi oleh beberapa hal berikut :
a. Tekanan ( pressure )
b. Kemurnian ( purity )
c. Titik embun ( dew point )
d. Produk hasil dekomposisi ( decomposition product )
e. Suhu lingkungan ( ambient temperature )
a. Tekanan ( pressure )
Tekanan isolasi gas SF6 berkaitan dengan kerapatan partikel gas di dalam
kompartemen GIS, dimana nilai tekanan ini sangat berpengaruh pada
kekuatan dielektrik dari gas SF6 itu sendiri. Jika terjadi penurunan
kekuatan dielektrik gas SF6 maka pada saat menahan medan listrik
homogen yang tinggi akan rentan terjadi breakdown. Tekanan ini dapat
berkurang jika terjadi kebocoran pada kompartemen GIS dan terdapat
celah pada sambungan antar kompartemen yang bisa diakibatkan oleh
korosi tabung yang terbuat dari logam ataupun kesalahan pada saat
pemasangan GIS itu sendiri .
b. Kemurnian ( purity )
Kemurnian dapat dinyatakan sebagai persentase jumlah gas SF6 murni
dalam suatu kompartemen GIS. Semakin tinggi persentase ini maka akan
yang baru, nilai kemurnian yang disyaratkan dalam standar IEC 60376
adalah > 97 %.
c. Titik embun ( dew point )
Titik embun menunjukkan titik dimana gas berubah menjadi air. Hal ini
berkaitan dengan tingkat kelembaban dari gas SF6, yaitu berapa banyak
partikel air yang terkandung dalam isolasi gas SF6. Nilai titik embun ini
sangat dipengaruhi oleh kondisi lingkungan terutama suhu, dimana
semakin tinggi suhu maka semakin tinggi pula kandungan uap air yang
berada di dalam tabung GIS.
d. Produk hasil dekomposisi ( decomposition product )
Produk hasil dekomposisi terjadi karena ketidaksempurnaan pembentukan
kembali gas SF6, hal ini bisa terjadi karena adanya pemanasan berlebihan,
percikan listrik, serta busur api yang terjadi. Beberapa produk hasil
dekomposisi beserta sumber penyebabnya dapat dilihat pada tabel 2.1
berikut ini.
Tabel 2.1 Produk hasi dekomposisi SF6
GAS SENYAWA SUMBER
Udara N2, O2 Bocor / intrusi dari luar
Moisture H2O Bocor / intrusi dari luar
Hydrofluoric acid HF Terbentuk di gas SF6 jika terjadi busur api
Sulfur dioxide SO2 Terbentuk jika SOF2
berekasi dengan air
Sulfur diflouride SF2 Mudah bereaksi
Sulfur tetraflouride SF4 Mudah bereaksi
Jika produk hasil dekomposisi ini terjadi dalam jumlah yang besar, maka
kekuatan dielektrik dari isolasi gas SF6 akan mengalami penurunan.
e. Suhu lingkungan ( ambient temperature )
Suhu lingkungan memiliki kaitan yang sangat erat dengan titik embun.
Untuk lingkungan dengan temperature yang tinggi maka kandungan uap
air yang ada di dalam tabung pun akan menjadi tinggi pula. Hal ini akan
membuat kemungkinan untuk terjadinya intrusi uap air kedalam isolasi gas
akan menjadi lebih tinggi.
Sedangkan untuk fenomena listrik berupa partial discharge adalah
peluahan elektrik pada medium isolasi yang terdapat diantara dua
elektroda berbeda tegangan, dimana peluahan tersebut tidak sampai
menghubungkan kedua elektroda secara sempurna. Peristiwa seperti ini
dapat terjadi pada bahan isolasi padat. Sedangkan pada bahan isolasi gas,
partial discharge terjadi disekitar elektroda yang runcing seperti pada
Gambar 2.7. Adanya aktivitas partial discharge di GIS menandakan
terdapat gangguan dalam kompartemen GIS. Sumber partial discharge
tersebut dapat disebabkan oleh beberapa hal sebagai berikut :
• Partikel bebas
• Partikel bebas yang menempel pada permukaan
• Tonjolan atau ketidakrataan permukaan ( protrusi )
• Sambungan antar kompartemen yang tidak erat
konduktor
Partikel pada spacer
spacer
duct
Void pada spacer Protrusi pada potensial tanah Partikel bebas
protrusi
Gambar 2.8 Ilustrasi gangguan umum yang terjadi pada GIS
Aktivitas partial discharge pada isolasi SF6 dapat kita deteksi melalui
beberapa teknik yang lazim digunakan, yaitu sebagai berikut :
a. IEC 60270
pada teknik ini yang dideteksi untuk mengetahui adanya
aktivitas partial discharge adalah muatan pada saat
timbulnya aliran listrik sesaat ( satuan yang digunakan
adalah pC, nC )
b. Ultra High Frequency / Very High Frequency (UHF / VHF)
Mendeteksi timbulnya gelombang elektromagnetik yang
terjadi ( satuan yang digunakan μV, mV ). Teknik ini
c. Teknik emisi akustik
Mendeteksi timbulnya gelombang akustik / suara ( satuan
yang digunakan adalah μV, mV ). Teknik ini biasanya
digunakan pada bagian metal dari GIS.
Pada tabel 2.2 di bawah ini dapat kita lihat perbandingan dari beberapa teknik
diagnosis partial discharge pada GIS
Tabel 2.2 perbandingan teknik diagnosis partial discharge
IEC 60270 VHF / UHF Accoustic
Peredaman noise Buruk Sangat baik Baik
Sensitivitas 10% atau 1pC 5pC 5pC
PRPD Frequency
spectrum
BAB III
CONDITION ASSESSMENT
3.1 LATAR BELAKANG CONDITION ASSESSMENT
Condition assessment merupakan tindakan penilaian / pengkajian yang
dilakukan untuk menilai kondisi dari objek yang dikaji baik itu secara khusus
ataupun secara umum, guna mengetahui kondisi terkini dari objek yang dikaji dan
juga dapat dijadikan dasar dalam pengambilan keputusan terhadap objek tersebut,
apakah kondisi objek masih layak pakai atau dilakukan perawatan pada objek atau
bahkan penggantian objek itu sendiri.
Condition assessment dapat diterapkan untuk berbagai macam objek kaji
dimana objek yang dikaji tentunya memiliki keterbatasan dalam umur pakai.
Sehingga pada akhirnya dapat diambil keputusan yang tepat untuk sistem yang
tekait dengan objek tersebut, condition assessment dapat juga diterapkan pada
berbagai macam bangunan, sistem kelistrikan, jalan, hutan dll.
Condition assessment dapat dijadikan sebagai dasar dalam mengambil
keputusan untuk melakukan maintenance / perawatan pada suatu objek. Secara
umum maintenance / perawatan dapat kita artikan sebagai :
“ semua tindakan yang tepat yang bertujuan untuk mempertahankan atau
mengembalikan suatu sistem atau peralatan pada kondisi tertentu “
dimana dengan melakukan perawatan diharapkan sistem ataupun peralatan tidak
memiliki gangguan yang dapat mempengaruhi proses kerjanya sehingga tercapai
hasil yang diinginkan dan umur sistem atau peralatan tersebut diharapkan akan
Strategi perawatan dapat dibagi menjadi tiga golongan yaitu
a. Corrective maintenance ( perbaikan )
Strategi corrective maintenance merupakan strategi dimana
perawatan dilakukan setelah terjadi masalah atau kerusakan pada
peralatan maupun sistem
b. Preventive maintenance ( pencegahan )
Strategi preventive maintenance merupakan strategi dimana
perawatan dilakukan sebelum terjadi masalah atau kerusakan pada
peralatan maupun sistem, dimana pengkajian terlebih dahulu
dilakukan untuk memberikan kriteria kelayakannya, sehingga
dapat diambil keputusan yang terbaik terkait sistem ataupun
peralatan tersebut.
c. Predictive maintenance ( perkiraan )
Strategi predictive maintenance merupakan strategi dimana
perawatan dilakukan sesuai jadwal yang sudah ditetapkan
sebelumnya. Hal ini berkaitan dengan umur pakai sistem atau
peralatan yang sudah diperkirakan sebelumnya.
ke-tiga strategi perawatan diatas dapat diterapkan pada berbagai macam sistem
atau peralatan, tentunya dengan berdasarkan kajian yang sudah dilakukan
sebelumnya mengenai strategi perawatan apa yang paling tepat dilakukan untuk
suatu sistem ataupun peralatan tersebut agar berjalan dengan baik dan lancar.
Dimana hal ini akan sangat berpengaruh terhadap penggunaan biaya yang akan
Condition Assessment ini terkait hubungannya dengan perawatan berbasis
kondisi ( Condition Based Maintenance ), dimana obyek yang diamati kondisinya
ini kemudian ditentukan tingkat unjuk kerjanya lalu kemudian diberikan
perawatan berdasarkan kondisinya tersebut. Secara umum condition assessment
memberikan sebuah penilaian kondisi atas fenomena-fenomena yang terjadi dan
berpengaruh pada parameter yang terukur pada obyek.
Di dalam condition assessment terdapat dua aspek yang terlibat yaitu risk
assessment dan monitoring diagnosis. Risk assessment disini berarti penilaian
terhadap kemungkinan- kemungkinan resiko yang bisa terjadi pada obyek
tersebut. Dalam risk assessment ini ditentukan kemungkinan-kemungkinan resiko
yang terjadi pada obyek serta penyebabnya. Salah satu metode yang digunakan
dalam risk assessment adalah FMEA ( Failure Mode Effect Analysis ), dimana
dalam FMEA ditentukan runtutan dari sebuah resiko yang terjadi sebelumnya
hingga ke penyebabnya, sehingga dari sebuah kegagalan yang terjadi ( resiko )
bisa ditentukan gangguan awal yang menyebabkannya. Pembahasan mengenai
FMEA akan dibahas lebih lanjut di sub-bab berikutnya. Aspek lain yang penting
dalam condition assessment adalah monitoring diagnosis. Monitoring diagnosis
berarti melakukan suatu pemantauan terhadap parameter-parameter yang
berpengaruh pada suatu obyek dan kemudian menentukan fenomena apa yang
terjadi. Hasil monitoring diagnosis ini dikombinasikan dengan faktor-faktor
penyebab resiko yang ada pada risk assessment ( FMEA ) sehingga bisa
ditentukan gangguan yang terjadi serta pengaruhnya pada kondisi obyek. Pada
akhirnya kondisi obyek tersebut dapat ditentukan dengan memperhatikan
penyebab gangguan tersebut. Gambar 3.2 di bawah berikut merupakan bentuk
hubungan antara condition assessment, risk assessment dan monitoring diagnosis.
RISK ASSESSMENT CONDITION ASSESSMENT
MONITORING DIAGNOSIS
Gambar 3.2 Hubungan antar condition assessment
Ada beberapa keuntungan yang didapat dengan melakukan condition assessment
antara lain :
a. Dapat mengurangi biaya operasi dan perawatan, hal ini disebabkan
pengubahan metode perawatan dari pola berbasis waktu ( time
base ), menjadi pola berbasis kondisi ( condition based )
b. Meningkatkan ketersediaan dan keandalan obyek. Dengan
melakukan condition assessment maka dapat dianalisis
kemungkinan gangguan-gangguan yang terjadi serta parameter
yang terlibat dalam gangguan tersebut sehingga dapat dilakukan
tindakan preventif untuk mencegah hal-hal yang mengarah pada
kegagalan. Hal ini akan meningkatkan ketersediaan serta keandalan
obyek tersebut
c. Mengevaluasi umur penggunaan komponen pada obyek.
ditentukan kelayakan suatu komponen untuk tetap digunakan atau
harus diganti
d. Estimasi umur pakai suatu obyek berdasarkan kondisi sebenarnya.
Jika kondisi obyek telah diketahui serta gangguan yang ada dapat
dimonitor dengan baik maka dapat diestimasi berapa lama obyek
dapat bertahan dalam menghadapi gangguan tersebut
3.2 CONDITION ASSESSMENT DALAM SISTEM KELISTRIKAN
Dalam hal sistem kelistrikan condition assessment dapat diterapkan pada
gardu, trafo, kabel, mesin – mesin, berbagai macam isolasi yang tentunya
memiliki batas umur dalam pemakaiannya. Penerapan condition assessment pada
tiap – tiap objek tentunya berbeda beda dikarenakan adanya perbedaan dalam
beberapa parameter yang harus diukur dari objek yang satu dengan yang lainnya.
Contohnya condition assessment pada kabel listrik berbeda dengan condition
assessment pada trafo, hal ini karena adanya perbedaan isolasi kabel dengan trafo:
yaitu minyak pada trafo dan bahan Polyvinyl chloride (pvc) pada kabel, dan akan
masih banyak berbagai hal yang dapat dijadikan parameter untuk melakukan
condition assessment pada suatu objek.
3.3 CONDITION ASSESSMENT PADA GIS
Penerapan condition assessment pada GIS dengan melakukan assessment
pada parameter terukur pada GIS yang sudah dibahas pada bab sebelumnya.
Parameter ini didefinisikan sebagai kondisi fisik dari gas SF6 dan fenomena listrik
a. Tekanan ( pressure )
b. Kemurnian (purity )
c. Titik embun ( dew point )
d. Produk hasil dekomposisi ( decomposition product )
e. Suhu lingkungan ( ambient temperature )
f. Aktivitas Partial Discharges
Gabungan kondisi dari semua parameter ini akan menunjukkan tingkat unjuk
kerja dari GIS. Ada beberapa faktor yang menjadi indikator kunci pada GIS
berdasarkan CIGRE 309 Technical Brochure 150, yaitu antara lain :
a. Kekuatan dielektrik
b. Kemampuan membuka / menutup pengaman berdasarkan perintah
c. Kemampuan membawa arus ( pada konduktor )
d. Kekuatan mekanis ( struktur )
e. Kondisi fisik gas SF6
f. Kekuatan tabung
g. Tidak ada aktivitas partial discharges
h. Keadaan tidak terkunci
Indikator ini menunjukkan hal-hal yang harus dipenuhi oleh GIS untuk dapat
bekerja secara baik. Jika ada point yang tidak terpenuhi maka GIS tersebut rentan
terhadap kegagalan kerja. indikator tersebut dapat kita klasifikasikan menjadi 3
1. Struktur dan material GIS: meliputi kekuatan mekanis, kekuatan tabung
serta kemampuan membawa arus pada konduktor
2. Gas isolasi SF6: meliputi kekuatan dielektrik, kondisi fisik gas SF6 serta
tidak ada aktivitas partial discharges.
3. Mekanisme operasi GIS : kemampuan membuka / menutup dan keadaan
tidak terkunci.
Ketiga kategori diatas dapat dijadikan sebagai acuan dalam penentuan risk
assessment dengan menggunakan metode FMEA( Failure Mode Effect Analysis ).
Disisi lain akan dilakukan monitoring diagnosis pada parameter terukur GIS,
sehingga akan didapat keterkaitan antara penyebab kegagalan dengan parameter
fisik yang ada.
3.3.1 Risk Assessment menggunakan Failure Mode Effect Analysis (FMEA)
Kegagalan pada GIS dapat disebabkan oleh berbagai macam faktor. Untuk
menentukan faktor-faktor tersebut diperlukan sebuah risk assessment. Metode
yang umum digunakan dalam risk assessment adalah FMEA. Dalam FMEA
dilakukan analisis dengan cara mencari hubungan antara kegagalan dan
faktor-faktor penyebabnya. Faktor penyebab ini lalu diurai menjadi bagian-bagian yang
lebih kecil sehingga dapat ditemukan parameter apa yang terkait dalam memicu
terjadinya kegagalan. Selain mencari parameter yang berpengaruh dalam
kegagalan, dalam FMEA kita juga dapat menentukan besarnya resiko akibat
penyebab kegagalan berdasarkan frekuensi terjadinya gangguan, pengaruh
Gambar 3.3 dibawah ini adalah diagram pemetaan faktor-faktor yang
mempengaruhi tingkat unjuk kerja GIS:
Kebocoran Gas
Usia komponen Kesalahan desain
Arc / Spark
Partial discharge
Kesalahan operasi Gangguan pada line
Prilaku operasi Cacat komponen
Jumlah isolasi gas menurun
Intrusi gas lain Kemurnian Produksi hasil dekomposisi Kandungan
kelembaban
Titik embun
Kondisi Lingkungan
Iklim Polutan
Dengan menganggap resiko kegagalan yang terjadi adalah tembus listrik
(electrical breakdown), maka dapat dibuat bagan FMEA yang dapat
diklasifikasikan menjadi beberapa bagian:
• Bagian yang terganggu
• Penyebab gangguan
• Efek gangguan
• Kegagalan yang terjadi
• Parameter yang terlibat
Selain itu ada beberapa hal yang perlu diamati untuk mengetahui sejauh mana
gangguan tersebut terjadi, yaitu:
• Frekuensi gangguan
• Pengaruh gangguan pada sistem
• Level keselamatan
Dari FMEA di atas terlihat parameter-parameter yang terlibat dalam kegagalan
yang terjadi pada GIS . Kemudian pengaruh parameter ini akan dijadikan sebagai
sebuah acuan dalam menentukan faktor pembobotan ( weighting factor ) pada
langkah selanjutnya. Setiap parameter akan mendapatkan bobot yang
berbeda-beda, bergantung pada level resiko dan frekuensi kegagalan yang terjadi. Hal ini
akan dibahas lebih detail pada pembahasan tentang faktor pembobotan.
3.3.2 Monitoring Diagnosis Pada GIS
Monitoring diagnosis yang dilakukan pada GIS meliputi pengamatan
parameter. Dari pengamatan parameter ini akan ditentukan karakteristik yang
Berikut ini adalah bagan hubungan antara monitoring diagnosis dengan teknik
diagnosis dan parameter yang diamati seperti pada gambar 3.4 di bawah ini
Monitoring diagnosis GIS
Partial discharges
UHF/VHF dan emisi akustik ( AIA )
Pengukuran suhu
lingkungan Suhu lingkungan
Pengukuran produk hasil dekomposisi
Decomposition product Pengukuran titik
embun Titik embun
Pengukuran tekanan gas tekanan
Pengukuran kemurnian
kemurnian
Gambar 3.4 Hubungan antara monitoring diagnosis dengan teknik diagnosis dan
3.4 FAKTOR-FAKTOR YANG DITENTUKAN DALAM CONDITION
ASSESSMENT PADA GIS
Setelah melakukan risk assessment dan monitoring diagnosis dalam
condition assessment, maka akan didapat sejumlah data yang dimiliki oleh
parameter-parameter yang telah diukur sebelumnya dari hasil monitoring
diagnosis. Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam hal pengolahan data ini
adalah penentuan nilai batas ( boundary values ) serta penentuan faktor
pembobotan ( weighting factor ).
3.4.1 Penentuan nilai batas ( boundary values )
Dalam menentukan suatu kondisi suatu obyek maka diperlukan sebuah
nilai batas yang membedakan antara kondisi baik, sedang atau buruk . Nilai batas
ini akan menjadi sebuah pembeda antara level kondisi satu dengan yang lainnya.
Pada penentuan nilai batas ini perlu dibatasi area atau lokasi dimana nilai batas
ini dapat diterapkan. Dalam konteks condition assessment pada GIS ini, GIS
dapat diklasifikasikan berdasarkan beberapa hal :
a. Jumlah fasa dalam tabung. Dalam hal ini dipisahkan menjadi GIS
1 fasa dan GIS 3 fasa. Untuk GIS 1 fasa sendiri dibagi lagi
berdasarkan fasanya ( R,S atau T )
b. Kompartemen dari GIS berdasarkan kemampuan switching atau
non-switching yang dimiliki. Untuk kompartemen dengan
kemampuan switching dipisahkan menjadi 2 bagian yaitu
disconnecting switch dan circuit breaker. Sedangkan untuk
non-switching. Yang termasuk dalam kompartemen non-switching
ini antara lain: CT, PT dan Sealing End
Setelah memiliki batasan area yang jelas, maka dapat melakukan standardisasi
terhadap data dari setiap parameter yang kita miliki.
Langkah selanjutnya adalah menentukan nilai batas untuk setiap batasan
area yang telah dipilih. Dalam menentukan nilai batas ini, dapat menggunakan
batasan yang ada pada standard internasional maupun melalui pengolahan
statistik pada data yang dimiliki. Berikut adalah standard internasional untuk
beberapa parameter dalam GIS:
a. Tekanan ( pressure ) :
Tidak tepat disebutkan karena dapat berbeda pada setiap kompartemen,
hanya ditekankan laju penurunan tekanan (leakage rate) tidak melebihi
1% pertahun per instalasi GIS ( IEEE C37.122 )
b. Kemurnian (purity) :
Standar >97% ( IEC 60376)
c. Titik embun ( dew point ) :
< -5 ̊ C ( standar CIGRE )
d. Produk hasil dekomposisi ( decomposition product ) :
Nilai produk hasil dekomposisi < 2000 ppmv
( CIGRE 23.10 Task force 01 )
e. Suhu lingkungan ( ambient temperature ) :
antara 30 C sampai dengan 40 C ( IEEE C37.38 )
f. Aktivitas Partial Discharges:
Sedangkan untuk pengolahan data menggunakan statistik, digunakan
perhitungan distribusi normal untuk mencari nilai rata-rata ( mean ) dan standard
deviasi ( data tiap kompartemen terlampir di lampiran ). Dari nilai standar
internasional ataupun nilai rata-rata dan standard deviasi pada setiap
kompartemen ini maka dapat diambil suatu nilai batas antara kondisi yg satu
dengan yang lainnya dimana kondisi ini dapat dibagi menjadi 3 bagian kondisi
yaitu:
1. Kondisi 1 untuk nilai parameter yang berada di bawah nilai rata-rata
(mean). Kondisi ini menunjukkan bahwa nilai parameter dari suatu GIS
berada pada kondisi buruk atau tidak layak.
2. Kondisi 6 untuk nilai parameter yang berada pada range antara nilai
rata-rata dengan resultan nilai rata-rata-rata-rata dan standard deviasi ( mean + standard
deviasi ). Kondisi 6 merupakan kondisi pertengahan, sehingga dapat
disimpulkan bahwa pada kondisi ini nilai parameter berada pada kondisi
minimum untuk layak beroperasi.
3. Kondisi 9 untuk nilai parameter yang berada melebihi dari resultan antara
nilai rata-rata dan standard deviasi ( mean + standard deviasi ). Kondisi
ini menunjukkan nilai parameter dari GIS berada pada level yang baik atau
sangat layak.
3.4.2 Penentuan Faktor Pembobotan ( Weighting Factor )
Faktor pembobotan untuk setiap parameter dalam GIS dapat berbeda-beda
berdasarkan pengaruh parameter tersebut pada kegagalan terjadi. Dalam
membahas tentang level pembobotan itu sendiri. Hal ini membuat asumsi
mengenai faktor pembobotan dapat berbeda-beda untuk suatu kasus dengan kasus
yang lain. Dan asumsi ini menjadi unik, tergantung sejauh mana analisis dan data
yang dimiliki untuk kemudian dapat menempatkan suatu parameter lebih tinggi
atau lebih rendah bobotnya dibandingkan parameter lainnya. Dalam menentukan
faktor pembobotan kali ini, dilakukan studi FMEA terhadap GIS. Dari hasil studi
ini terlihat beberapa parameter yang terlibat dalam kegagalan GIS. Dengan
menganggap kegagalan yang terjadi pada GIS adalah sama yaitu terjadinya
breakdown, maka dapat dilihat sejauh mana statistik suatu parameter terlibat
dalam kegagalan. Dalam hal ini maka yang diperhatikan adalah frekuensi
parameter tersebut terlibat sehingga menyebabkan breakdown pada GIS. Semakin
sering parameter tersebut terlibat dalam kegagalan, maka faktor pembobotannya
dibuat menjadi lebih tinggi. Sebaliknya, jika semakin jarang parameter tersebut
BAB IV
CONDITION ASSESSMENT GIS 150 kV GLUGUR MEDAN
4.1 KONDISI EKSISTING GIS 150 kV GLUGUR MEDAN
Condition assessment ini dilakukan pada GIS 150 kV Glugur yang
berlokasi di jalan KL. Yos Sudarso Lorong XII Medan, Sumatera Utara. Dengan
dioperasikannya jaringan transmisi yang menghubungkan GIS 150 kV Glugur ke
GI 150 kV Paya Geli pada tanggal 12 Desember 1988, maka sejak tanggal 19
Desember 1988 beroperasilah GIS 150 kV Glugur. GIS 150 kV Glugur yang
dibangun pada tahun 1987 berada di wilayah kerja PLN Sektor Glugur yang
merupakan bagian dari PLN Wilayah II Sumatera Utara. Pembangunan GIS 150
kV Glugur ini dimaksudkan untuk keandalan sistim operasional Pusat Listrik
Tenaga Diesel ( PLTD ) Glugur dan Pusat Listrik Tenaga Gas ( PLTG ) Glugur.
Selanjutnya, sejak tahun 1998, dengan adanya pembentukan organisasi baru yaitu
PLN Pembangkitan dan Penyaluran Sumatera Bagian Utara yang merupakan
pecahan dari PLN Wilayah II Sumatera Utara, maka GIS 150 kV Glugur menjadi
bagian dari wilayah kerja Unit Transmisi dan Gardu Induk Glugur di bawah
naungan Sektor Glugur. Seiring dengan perkembangan zaman dan tuntutan
konsumen, semenjak tahun 2005 sampai dengan sekarang, oleh karena
dibentuknya PLN Pusat Penyaluran dan Pengatur Beban Sumatera, maka GIS 150
kV Glugur menjadi bagian dari Unit Pelayanan Transmisi Medan di bawah
naungan Transmisi dan Gardu Induk Glugur. GIS 150 kV Glugur ini dibuat oleh
pabrikan Sprecher Energie dengan tipe indoor. Kompartemen pada GIS 150 kV
phasa R, phasa S, dan phasa T berada pada enclosure yang terpisah. GIS 150 kV
Glugur terdiri dari beberapa bay utama seperti diperlihatkan pada tabel 4.1
Tabel 4.1 Nama Bay, Pembuatan, dan Operasi Pada GIS 150 kV Glugur
4.2 RISK ASSESSMENT DENGAN FMEA ( Failure Mode Effect
Analysis )
Dalam melakukan condition assessment sangat diperlukan riwayat
kerusakan dan gangguan yang pernah terjadi sehingga dapat diketahui unjuk kerja
dari peralatan serta sebagai bahan dalam penyempurnaan FMEA yang telah ada,
untuk itu GIS assessment team PT. PLN P3B Jawa Bali mengeluarkan tabel
FMEA dimana Dari FMEA tersebut akan terlihat parameter-parameter yang
terlibat dalam kegagalan yang terjadi pada GIS. Pengaruh parameter ini akan
dijadikan sebuah acuan dalam menentukan faktor pembobotan ( weighting factor )
pada langkah selanjutnya. Setiap parameter akan mendapatkan bobot yang
Tabel 4.2 FMEA GIS PT.PLN P3B Jawa Bali
Breakdown pressure,purity 1 3 2
Mekanisme
stress thermal Ekspansi gas Breakdown temperature,
pressure 1 2 3
Keretakan Penurunan kekuatan dielektrik gas,
gas bocor
Breakdown Pressure, partial
discharge 1 2 3
Breakdown Pressure, partial
discharge 1 2 3
Mekanisme
Kehilangan kompresi,
Tabel 4.3 Kategori Frekuensi Kegagalan
KATEGORI FREKUENSI KEGAGALAN
1 Tidak pernah
2 < 2
3 2< f ≤ 4 4 >4
Tabel 4.4 Kategori pengaruh pada sistem dan level keselamatan
KATEGORI PENGARUH PADA SISTEM KATEGORI LEVEL KESELAMATAN
1 Tidak berpengaruh 1 Tidak berpengaruh 2 Bekerja dengan resiko rendah 2 Resiko rendah 3 Bekerja dengan resiko tinggi 3 Resiko tinggi
4.3 PROSEDUR PENGUJIAN GIS 150Kv GLUGUR MEDAN
Untuk melakukan pengujian terhadap GIS 150kV Glugur Medan,
diperlukan prosedur dimana dalam prosedur ini ditetapkan peralatan,
perlengkapan, material serta langkah – langkah pengujian yang akan dilakukan.
Berikut adalah prosedur untuk melakukan pengujian GIS 150kV Glugur
Medan
4.3.1 PERALATAN KERJA PERLENGKAPAN K2 DAN MATERIAL
A. Peralatan kerja
1. RH System Model 973-SF6 Analyzer ( Purity dan Dew Point ).
2. Teims-Portable PM 2.0 ( Decomposition Product ).
3. AIA Merk TransiNor ( Partial Discharge ).
4. Flir Thermacam TM ( Pengukuran Suhu ).
5. Dilo Tipe 3-033-R002 ( Leakage Detector ).
6. Multimeter.
8. Neple.
9. Regulator gas SF6.
B. Perlengkapan K2
1. Helm.
2. Sepatu tahan bentur dan atau tahan minyak.
3. Masker gas SF6.
4. Sarung Tangan.
5. Exhaust Fan Portable.
6. Ijin kerja K2 (Working Permit).
C. Material
1. Gas SF6.
2. Majun Kaos.
4.3.2 LANGKAH-LANGKAH PELAKSANAAN
A. Pengujian Kualitas Gas SF6
1. Persiapan
a. Menyiapkan neple.
Fasilitas neple yang terdapat di kompartemen adalah sebagai berikut:
Gambar 4.1 Fasilitas Neple Pada Kompartemen
Jenis neple yang digunakan pada saat pengujian, antara lain:
Neple DN8 yang terdapat di peralatan uji RH System
Neple DN20 yang terdapat di peralatan uji RH System
Neple untuk kompartemen PMS dan PT Neple untuk kompartemen PMT
Gambar 4.2 Jenis-Jenis Neple Yang Digunakan
b. Menyiapkan alat uji kualitas gas SF6.
c. Menyiapkan gas SF6 dalam tabung.
d. Menguji decomposition product gas SF6 dalam tabung dan
memastikan hasil ujinya baik semuanya ( sebagai gas SF6
referensi).
2. Pelaksanaan Pengujian Kualitas Gas SF6
a. Rangkai alat uji RH System Model 973-SF6 Analyzer dengan
neple yang sesuai dengan kompartemen.
b. Lakukan pengujian purity dan dew point.
c. Catat dan atau simpan hasil uji.
d. Lepaskan alat uji RH System Model 973-SF6 Analyzer dari
e. Rangkai alat uji Teims-Portable PM 2.1 dengan neple yang sesuai
dengan kompartemen.
f. Lakukan pengujian decomposition product.
g. Catat dan atau simpan hasil uji.
h. Lepaskan alat uji TEIMS-Portable PM 2.1.
i. Lakukan pengujian pada kompartemen lainnya.
B. Pengukuran Partial Discharge
1. Persiapan
a. Menyiapkan alat ukur partial discharge.
b. Menyiapkan tangga di dekat kompartemen.
2. Pelaksanaan
a. Rangkai alat ukur dengan sensor.
b. Bersihkan permukaan kompartemen yang akan ditempelkan
dengan sensor.
c. Lakukan pengukuran partial discharge.
d. Catat dan atau simpan hasil ukur.
e. Lakukan pengukuran pada kompartemen lainnya.
C. Pengukuran Suhu
1. Persiapan
a. Menyiapkan alat ukur suhu.
c. Tentukan titik tembak pengukuran ( sambungan, klem,
kompartemen, dan pentanahan ).
2. Pelaksanaan
a. Lakukan pengukuran pada titik tembak yang telah ditentukan.
b. Catat dan atau simpan hasil ukur.
c. Lakukan pengukuran pada titik tembak lainnya.
D. Pendeteksian Kebocoran Gas SF6
1. Persiapan
a. Menyiapkan alat ukur kebocoran gas SF6.
b. Pastikan baterai alat ukur dalam kondisi siap.
c. Tentukan titik pengukuran ( sambungan, neple dan pipa-pipa ).
2. Pelaksanaan
a. Lakukan pengukuran pada titik pengukuran yang telah ditentukan.
b. Catat titik pengukuran yang ada indikasi kebocoran.
c. Lakukan pengukuran pada titik pengukuran lainnya.
E. Finishing
a. Lakukan pengecekan dan pemeriksaan tekanan gas SF6 untuk semua
kompartemen dan lakukan penambahan gas SF6 pada kompartemen
yang tekanannya berkurang. Kemudian catat data penambahan dan
tekanan gas SF6 untuk semua kompartemen.
b. Pastikan neple kompartemen tidak ada kebocoran dengan
c. Pastikan tidak ada peralatan yang tertinggal di kompartemen.
d. Mengumpulkan data-data hasil uji dan ukur.
4.4 MONITORING DIAGNOSIS PADA GIS
Monitoring diagnosis yang dilakukan pada GIS 150kV Glugur medan
adalah mengamati kondisi fisik dari GIS tersebut secara visual dan parameter –
parameter terukur yang sudah diamati dan dicatat sebelumnya
Berdasarkan pengamatan kondisi fisik dari GIS secara visual, didapat data
sebagai berikut :
1. Tidak diketemukan korosi maupun oksidasi pada kompartemen
maupun sambungan-sambungannya.
2. Tidak diketemukan indikasi kebocoran gas SF6.
Sedangkan untuk data parameter yang terukur dapat dilihat pada tabel yang sudah
dilampirkan sebelumnya yang akan digunakan untuk menentukan nilai batas dan
data FMEA dari PLN digunakan untuk menentukan faktor pembobotan.
4.5 PENENTUAN NILAI BATAS DAN FAKTOR PEMBOBOTAN
Dari data – data parameter terukur yang sudah dikumpulkan, kita dapat
menentukan nilai batas pada kondisi baik, sedang ataupun buruk. Nilai batas ini
berdasarkan standar internasional yang sudah ditetapkan sebelumnya, yang juga
digunakan oleh tim assessment PT.PLN P3B Jawa Bali untuk melakukan
assessment terhadap GIS 150 kV Glugur Medan. Berikut merupakan nilai batas
a. Tekanan ( pressure ) :
Tidak eksak disebutkan karena dapat berbeda pada setiap kompartemen,
hanya ditekankan laju penurunan tekanan ( leakage rate ) tidak melebihi
1% pertahun per instalasi GIS ( IEEE C37.122 ) dimana buku panduan
GIS Sprecher Energie sebagai merek yang digunakan dapat dijadikan
acuan untuk menentukan tekanan yang dianjurkan per kompartemen.
b. Kemurnian (purity) :
>97 % ( IEC 60376 )
c. Titik embun ( dew point ) :
< -5 ̊ C ( standar CIGRE )
d. Produk hasil dekomposisi ( decomposition product ) :
Nilai produk hasil dekomposisi < 2000 ppmv
( CIGRE 23.10 Task force 01 )
e. Suhu lingkungan ( ambient temperature ) :
antara 30 ̊ C sampai dengan 40 ̊ C ( IEEE C37.38 )
f. Aktivitas Partial Discharges :
dilihat berdasarkan hasil monitoring diagnosis
Kemudian dari data diatas akan diklasifikasikan menjadi tiga kondisi penilaian
yaitu :
1. Kondisi 1 ( Merah ) atau buruk
2. Kondisi 6 ( kuning ) atau layak beroperasi dengan kondisi
minimum
Berikut tabel 4.5 yang berisi nilai batas yang digunakan untuk setiap
kompartemen yang sudah dijelaskan pada Bab sebelumnya beserta kondisi
penilainanya nya :
Tabel 4.5 Nilai batas yang ditentukan untuk kompartemen GIS
Parameter dan satuan nya
Intensitas tinggi Intensitas rendah Tidak terdapat partial discharge
Berikutnya akan ditentukan faktor pembobotan yang dibuat berdasarkan data
FMEA sebelumnya dimana faktor pembobotan tersebut berdasarkan hubungan
frekuensi terlibatnya parameter dengan kegagalan yang terjadi. Untuk itu dibuat
perbandingan akumulasi frekuensi kegagalan dan parameter yang terlibat seperti
pada tabel 4.6 berikut :
Tabel 4.6 Perbandingan akumulasi frekuensi kegagalan dan parameter
yang terlibat
Parameter yang terlibat
Frekuensi kegagalan
Decomposition product, purity, partial discharge
1
pressure, purity 1
dew point, partial discharge
1
decomposition product, partial discharge
pressure, purity,
Partial discharge 1
partial discharge,
temperature, pressure 1
partial discharge 1
pressure 1
pressure, purity 1
pressure, partial discharge 1
pressure, partial discharge 1
pressure, partial discharge 1
Tabel 4.7 Hubungan Perbandingan akumulasi frekuensi kegagalan dan parameter
yang terlibat
Dari akumulasi frekuensi kegagalan pada masing-masing parameter ini penulis
mengasumsikannya menjadi 3 kelompok besar yaitu
Parameter Akumulasi frekuensi
kegagalan
Tekanan 9
Kemurnian 5
Titik embun 1
Produk hasil dekomposisi 7
Suhu lingkungan 1
A. Kelompok 1, untuk akumulasi frekuensi kegagalan ≥ 10 yaitu
partial discharge.
B. Kelompok 2, untuk akumulasi frekuensi kegagalan 5 ≤ f <10 yaitu:
pressure, purity dan decomposition product.
C. Kelompok 3, untuk akumulasi frekuensi kegagalan f <5 yaitu: dew
point dan ambient temperature .
Maka untuk parameter yang berada di kelompok satu akan mendapatkan level
pembobotan yang lebih tinggi dibandingkan kelompok yang lain. Untuk faktor
pembobotan tiap kelompok,kita dapat mengalikannya dengan sebuah konstanta
yang berbeda-beda untuk tiap kelompok. Kelompok 1 akan mendapatkan nilai
konstanta yang paling tinggi dibandingkan kelompok yang lainnya.Berikut adalah
faktor pembobotan menggunakan konstanta diajukan untuk tiap parameter seperti
yang terlihat pada Tabel 4.8.
Tabel 4.8 Faktor pembobotan parameter
Kelompok Parameter
Faktor pembobotan dengan pengalian
konstanta
1 Partial disharge X 20
2
Kemurnian X 10
Produk hasil dekomposisi X 10
Tekanan X 10
3
Titik embun X 5
4.6 NILAI AKHIR KONDISI GIS 150kV GLUGUR MEDAN
Berdasarkan condition assessment dapat dihasilkan nilai akhir kondisi GIS seperti
pada Tabel 4.9 berikut :
Tabel 4.9 Nilai akhir kondisi GIS 150 kV Glugur Medan
Jika semua kondisi parameter bernilai 1 atau buruk maka nilai akhir
kondisi terburuk yang mungkin terjadi adalah 60. Namun jika kondisi semua
parameter bernilai 6 atau sedang, maka yang didapatkan adalah 360. Nilai 360 ini
menunjukkan persyaratan minimum parameter untuk dapat beroperasi dengan
layak. Dan jika kondisi semua parameter berada pada kondisi 9 atau baik, maka
total nilai kondisi terbaik yang didapatkan adalah 540. Berdasarkan pembagian
itu, maka nilai akhir GIS Glugur berada pada level antara nilai 360 dan nilai 540
dimana GIS berada dalam keadaan sangat layak, hal ini juga didukung oleh
kenyataan bahwa GIS Glugur sekalipun belum pernah mengalami breakdown dari
awal beroperasi nya GIS tahun 1988 Berikut Gambar 4.1 merupakan ilustrasi
perbandingan nilai kondisi akhir GIS Glugur:
Parameter Kondisi Faktor
pembobotan
60 360 465 540
Kondisi buruk kondisi sangat layak
BAB V
KESIMPULAN
Berdasarkan hasil condition assessment pada parameter isolasi gas SF6 dan
aktivitas partial discharge disimpulkan bahwa GIS Glugur berada pada level
kondisi yang sangat layak beroperasi. Hal ini dapat dilihat dari total skor pada
penilaian kondisi akhir yang bernilai 480, hal ini dapat dilihat dari Gambar 4.1
dimana nilai ini jauh berada diatas nilai 360 yang merupakan kondisi
menengah atau nilai minimum kondisi GIS untuk dinyatakan layak beroperasi
dan didukung dengan fakta bahwa GIS Glugur belum pernah sekalipun
mengalami breakdown dari awal GIS tersebut beroperasi tahun 1988.
SARAN
1. Agar ditentukan jadwal dilakukannya Condition Assessment gas sf6
berikutnya pada GIS 150kV Glugur Medan.
2. Agar dilakukan pemeriksaan Remaining Life Assessment ( sisa usia pakai
DAFTAR PUSTAKA
1. CIGRE 309 Asset Management of Transmission System and Associated
CIGRE Activities. December 2006
2. IEEE Guide For Gas-Insulated Substations ( IEEE Std C37.122.1-1993 )
3. Siregar, Erlangga Mukti Parlindungan, 2008, Condition Assessment GIS
150 kV Salak Lama-Gunung Salak, ITB, Bandung.
4. CIGRE 309 Technical Brochure 150. 2006
5. CIGRE Technical Forces 15.11/33.03.02. Knowledge Rules for Partial
Discharge Diagnosis in Service. 2003
6. IEC standard 60376 Specification of technical grade sulfur hexafluoride
(SF6) for use in electrical equipment, 2005.
7. http://www.pln.co.id/p3bjawabali/?p=451 ( GI / GITET )
8. CIGRE 15/23-1 Diagnostic Methods for GIS Insulating System.1992
9. CIGRE 150. Report On The Second International Survey On High
Voltage Gas Insulated Substation Service Expected. February 2000
10.CIGRE 286, Instrumentation and Measurement for In Service Monitoring
of High Voltage Insulation.December 2005.
11.CIGRE 381 GIS The State Of Art 2008
12.Sprecher Energie, Operation and Maintenance Instructions for
Transmission & Distribution System Development, Glugur 150 kV GIS
Substation. 1986
13.Modul Training pengujian GIS, PT. PLN P3B Jawa Bali, 2008
14.Laporan assessment GIS 150 kV GLUGUR 05 – 11 APRIL, 2010
15.IEC Standard 60270 High-voltage test techniques - Partial discharge
Measurements
16.Pharmatrisanti Anita Long Term Performance of Gas-Insulated Switchgear
LAMPIRAN
Max Min Average
R 0.44 0.23 0.29 Normal
S 0.43 0.23 0.49 Normal
T 0.46 0.23 0.29 Normal
R 0.74 0.40 0.52 Normal
S 0.85 0.26 0.34 Normal
T 0.56 0.30 0.38 Normal
R 1.67 0.23 0.40 Normal
S 0.50 0.24 0.32 Normal
T 0.42 0.22 0.28 Normal
R 0.68 0.34 0.46 Normal
S 0.48 0.27 0.34 Normal
T 0.58 0.33 0.43 Normal
R 0.53 0.27 0.34 Normal
S 0.46 0.23 0.30 Normal
T 0.49 0.23 0.40 Normal
R 0.48 0.22 0.29 Normal
S 0.57 0.32 0.40 Normal
PHASA
AI A-TRANSI NOR
KETERANGAN Amplitudo ( mV)
06. 07-04-2010 PMS Ground Pengapit
Bawah TRAFO 1
CT Bus
NO TANGGAL
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
01. 07-04-2010 PMT
07-04-2010 CT Trafo
02. 07-04-2010 PMS Bus 1
03. 07-04-2010
HASIL PENGUJIAN PENGUKURAN PARTIAL DISCHARGE GIS GLUGUR UPT MEDAN
04. 07-04-2010 PMS Bus 2
05.
T 0.71 0.25 0.33 Normal
R 1.67 0.22 0.29 Normal
S 0.45 0.21 0.28 Normal
T 0.47 0.23 0.30 Normal
R 0.49 0.22 0.29 Normal
S 1.67 0.22 0.28 Normal
T 0.44 0.22 0.28 Normal
R 0.53 0.24 0.30 Normal
S 0.52 0.23 0.30 Normal
T 0.48 0.23 0.30 Normal
R 1.67 0.25 0.33 Normal
S 0.44 0.21 0.28 Normal
T 0.51 0.25 0.32 Normal
R 1.01 0.26 0.33 Normal
S 1.67 0.25 0.33 Normal
T 0.67 0.30 0.40 Normal
R 1.67 0.28 0.41 Normal
S 0.74 0.30 0.41 Normal
T 1.67 0.30 0.42 Normal
R 1.67 0.32 0.44 Normal
S 0.90 0.31 0.42 Normal
T 0.64 0.32 0.42 Normal
R 0.51 0.26 0.53 Normal
S 1.67 0.31 0.43 Normal
T 0.73 0.31 0.42 Normal
R 1.67 0.29 0.44 Normal
08.
11. 07-04-2010 Bus Bar 2
12. 08-04-2010
PMS Bus 1
14.
10. 07-04-2010 Bus Bar 1
07-04-2010 GI L 2
09. 07-04-2010
Max Min Average
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
R 1.67 0.29 0.40 Normal
S 1.67 0.31 0.43 Normal
T 1.67 0.29 0.43 Normal
R 1.20 0.37 0.55 Normal
S 0.82 0.34 0.49 Normal
T 1.39 0.33 0.47 Normal
R 0.85 0.37 0.51 Normal
S 0.85 0.35 0.48 Normal
T 1.03 0.35 0.54 Normal
R 1.19 0.42 0.63 Normal
S 0.57 0.27 0.35 Normal
T 1.67 0.38 0.61 Normal
R 1.67 0.36 0.54 Normal
S 1.67 0.33 0.50 Normal
T 1.67 0.36 0.64 Normal
R 1.61 0.32 0.51 Normal
S 1.38 0.37 0.55 Normal
T 1.67 0.34 0.56 Normal
GI L 1
21. 08-04-2010 Bus Bar 1
08-04-2010 GI L 3
20.
19. 08-04-2010 GI L 2
18. 08-04-2010
22. 08-04-2010 Bus Bar 2
Max Min Average
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
R 0.45 0.23 0.29 Normal
S 1.03 0.24 0.30 Normal
T 1.04 0.24 0.30 Normal
R 0.42 0.21 0.27 Normal
S 0.51 0.22 0.28 Normal
T 0.44 0.21 0.27 Normal
R 0.40 0.21 0.27 Normal
S 0.41 0.22 0.28 Normal
T 1.67 0.20 0.29 Normal
R 1.44 0.21 0.28 Normal
S 1.67 0.21 0.27 Normal
T 0.44 0.20 0.27 Normal
R 0.50 0.25 0.31 Normal
S 0.50 0.23 0.30 Normal
T 0.47 0.24 0.30 Normal
R 0.53 0.25 0.32 Normal
S 0.51 0.25 0.32 Normal
T 0.53 0.24 0.31 Normal
R 0.47 0.23 0.30 Normal
S 1.59 0.29 0.37 Normal
T 1.67 0.23 0.32 Normal
R 1.04 0.24 0.33 Normal
S 1.67 0.23 0.30 Normal
T 1.67 0.31 0.44 Normal
30. 06-04-2010 GI L 2
27. 06-04-2010 PMS Line
06-04-2010
CT Line
29. 06-04-2010 GI L 1
PMS Bus 2 PMS Bus 1
25. 06-04-2010 CT Bus
PAYA GELI 1
R 0.45 0.22 0.29 Normal
S 0.61 0.23 0.29 Normal
T 0.80 0.22 0.31 Normal
R 0.45 0.22 0.29 Normal
S 0.62 0.24 0.30 Normal
T 0.58 0.23 0.31 Normal
R 0.67 0.28 0.39 Normal
S 1.06 0.30 0.42 Normal
T 0.66 0.31 0.42 Normal
R 1.67 0.31 0.44 Normal
S 0.73 0.32 0.43 Normal
T 0.66 0.33 0.44 Normal
R 0.68 0.32 0.43 Normal
S 0.66 0.30 0.42 Normal
T 0.85 0.33 0.46 Normal
R 0.74 0.29 0.39 Normal
S 1.06 0.29 0.38 Normal
T 1.67 0.30 0.43 Normal
R 1.32 0.36 0.48 Normal
S 1.67 0.38 0.50 Normal
T 0.79 0.32 0.43 Normal
R 0.71 0.33 0.43 Normal
S 0.75 0.31 0.44 Normal
T 0.69 0.30 0.42 Normal
R 0.82 0.34 0.47 Normal
S 1.61 0.34 0.47 Normal
36. 08-04-2010 PMS Bus 2
37. 08-04-2010
38.
PMS Line
08-04-2010 CT Line
39. 08-04-2010 GI L 1
34. 08-04-2010 PMS Bus 1
35. 08-04-2010 CT Bus
33.
31. 06-04-2010 Bus Bar 1
32. 06-04-2010 Bus Bar 2
08-04-2010
PAYA GELI 2
Max Min Average PHASA
AI A-TRANSI NOR
KETERANGAN Amplitudo ( mV)
NO TANGGAL
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
S 1.30 0.32 0.43 Normal
T 1.32 0.31 0.44 Normal
R 0.71 0.30 0.41 Normal
S 0.70 0.30 0.40 Normal
T 0.63 0.30 0.41 Normal
Bus Bar 1
42. 08-04-2010 Bus Bar 2
Max Min Average
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
R 0.51 0.23 0.30 Normal
S 0.49 0.23 0.30 Normal
T 0.45 0.23 0.30 Normal
R 1.62 0.22 0.30 Normal
S 1.67 0.22 0.31 Normal
T 0.44 0.22 0.28 Normal
R 0.39 0.19 0.24 Normal
S 0.65 0.24 0.31 Normal
T 0.65 0.24 0.32 Normal
R 0.47 0.24 0.30 Normal
S 1.56 0.22 0.28 Normal
T 1.67 0.22 0.31 Normal
R 0.49 0.24 0.31 Normal
S 0.64 0.24 0.31 Normal
T 0.52 0.24 0.31 Normal
R 0.84 0.22 0.29 Normal
S 0.72 0.22 0.29 Normal
T 0.58 0.21 0.28 Normal
R 1.67 0.22 0.30 Normal
S 0.44 0.22 0.28 Normal
T 0.84 0.21 0.28 Normal
R 1.67 0.22 0.28 Normal
S 0.58 0.22 0.32 Normal
T 1.67 0.22 0.30 Normal
48. 07-04-2010 PMS Ground Pengapit
1
07-04-2010 PMS Ground Pengapit
2
50. 07-04-2010 PT Bus Bar 1
BUS KOPEL
PMS Bus 1
45. 07-04-2010 CT Bus 1
07-04-2010 CT BUS 2
47.
49.
PMT
44. 07-04-2010
46. 07-04-2010 PMS Bus 2
43. 07-04-2010
R 0.43 0.21 0.28 Normal
S 0.45 0.23 0.30 Normal
T 0.60 0.23 0.30 Normal
R 0.91 0.23 0.30 Normal
S 0.41 0.22 0.28 Normal
T 1.67 0.22 0.30 Normal
R 1.67 0.24 0.31 Normal
S 1.67 0.23 0.30 Normal
T 0.51 0.23 0.30 Normal
53. 07-04-2010
51. 07-04-2010 PT Bus Bar 2
Bus Bar 2 Bus Bar 1
Max Min Average
PENGUJI AN BAY KOMPARTEMEN
54. 06-04-2010 0.43 0.21 0.28
55 06-04-2010 0.45 0.22 0.28
56 06-04-2010 0.45 0.22 0.28
57 06-04-2010 0.46 0.22 0.28
58 07-04-2010 0.43 0.23 0.28
59 07-04-2010 0.50 0.21 0.28
60 07-04-2010 0.43 0.21 0.27
61 08-04-2010 0.43 0.21 0.27
62 08-04-2010 0.42 0.21 0.27
63 08-04-2010 0.49 0.21 0.27
Catatan :
1. Bambang I swahyudi
2. Siswo
Pelaksana : ASESSMENT GI S Mengetahui : UTRAGI MEDAN
R S T R S T
( a ) ( b ) ( c1) ( c2) ( c3 ) ( d ) ( e1) ( e2) ( e3 ) e= ( a² / b² ) x( c- d)
01. 06-04-2010 PMS Line 196 110 32.7 32.5 32.4 32 2.2 1.6 1.3 Normal
02. 06-04-2010 CT Line 196 110 32.4 32.5 32.4 32 1.3 1.6 1.3 Normal
03. 06-04-2010 PMT 196 110 33.6 33.5 33.2 32 5.1 4.8 3.8 Normal
04. 06-04-2010 CT Bus 196 110 33.6 33.7 33.6 32 5.1 5.4 5.1 Normal
05. 06-04-2010 PMS Bus 1 196 110 35.6 35.8 36.8 34 5.1 5.7 8.9 Normal
06. 06-04-2010 PMS Bus 2 196 110 35.4 35.8 36.7 34 4.4 5.7 8.6 Normal
07. 06-04-2010 Bus Bar 1 196 110 36.0 36.4 36.5 34 6.3 7.6 7.9 Normal
08. 06-04-2010 Bus Bar 2 196 110 35.9 36.2 36.3 34 6.0 7.0 7.3 Normal
09. 06-04-2010 GI L 1 196 110 32.4 32.7 32.1 32 1.3 2.2 0.3 Normal
10. 06-04-2010 GI L 2 196 110 33.1 33.2 33.5 32 3.5 3.8 4.8 Normal
R S T R S T
( a ) ( b ) ( c1) ( c2) ( c3 ) ( d ) ( e1) ( e2) ( e3 ) e= ( a² / b² ) x( c- d)
01. 08-04-2010 PMS Line 196 110 32.6 32.5 32.3 32 1.9 1.6 1.0 Normal
02. 08-04-2010 CT Line 196 110 32.4 33.3 32.5 32 1.3 4.1 1.6 Normal
03. 08-04-2010 PMT 196 110 33.0 33.5 33.3 32 3.2 4.8 4.1 Normal
04. 08-04-2010 CT Bus 196 110 32.3 32.1 32.9 32 1.0 0.3 2.9 Normal
05. 08-04-2010 PMS Bus 1 196 110 33.5 33.5 33.5 32 4.8 4.8 4.8 Normal
06. 08-04-2010 PMS Bus 2 196 110 33.4 33.0 33.3 32 4.4 3.2 4.1 Normal
07. 08-04-2010 Bus Bar 1 196 110 33.7 33.5 33.4 32 5.4 4.8 4.4 Normal
08. 08-04-2010 Bus Bar 2 196 110 33.5 33.7 33.4 32 4.8 5.4 4.4 Normal
09. 08-04-2010 GI L 1 196 110 32.3 32.3 32.4 32 1.0 1.0 1.3 Normal
HASI L PEMERI KSAAN
KETERANGAN
HASI L PEMERI KSAAN
SUHU
HASI L PEMERI KSAAN
SUHU
ARUS SUHU KOMPARTEMEN
SELI SI H SUHU
