Keywords: oil transformter; dissolved gas analysis, water content, breakdown voltage. 1 Universitas Indonesia

Analisis Kondisi Minyak Transformator Berdasarkan Uji Parameter

Utama

Galih Ilham Mey Setiawan dan Iwa Garniwa Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik Abstrak

Pada saat pengoperasian transformator, permasalahan yang umum terjadi adalah timbulnya kegagalan, baik kegagalan termal maupun kegagalan elektris. Isolasi minyak memiliki peranan yang penting terhadap kinerja suatu transformator. Oleh karena itu, diperlukan suatu pengontrolan terhadap kondisi minyak transformator agar keandalannya tetap terjaga. Pengontrolan kondisi tersebut dapat dilakukan dengan melakukan pengujian minyak transformator berdasarkan uji parameter utama, yaitu pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA), pengujian kandungan air (water content) dan pengujian tegangan tembus (breakdown

voltage).

Dari keenam sampel minyak yang diujikan, indikasi awal yang terjadi adalah fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti korona, overheated cellulose dan permasalahan yang melibatkan logam panas. Selain itu, dengan menggunakan metode koefisien korelasi dapat disimpulkan bahwa parameter pengujian DGA merupakan parameter uji yang berdiri sendiri atau tidak berkaitan dengan parameter uji lain. Sementara pengujian tegangan tembus dan kandungan air memiliki korelasi yang tinggi yaitu berbanding terbalik, sehingga hasil dari pengujian salah satu parameter, dapat diprediksi apabila nilai dari hasil pengujian parameter lainnya telah diketahui. Hal ini terlihat dari hasil pengujian bahwa sampel minyak ke-4 memiliki kandungan air tertinggi yaitu 14,525 ppm dan tegangan tembus terendah sebesar 43,2 kV. Sebaliknya, sampel minyak ke-6 memiliki kandungan air terendah, yaitu 6,332 ppm dan tegangan tembus tertinggi sebesar 71,9 kV.

Abstract

At the time operation of the transformer, a common problem that occur is the onset of failure, both thermal and electrical failure. Insulating oil has an important role on the performance of a transformer. Therefore, a control on the condition is needed in order to maintain its reliability. The control condition can be done by testing transformer oil based on the main parameters test, such as Dissolved Gas Analysis (DGA) test, water content test and breakdown voltage test.

From the six oil samples that tested, initial indications are failure phenomenon that occurs with low energy levels, such as corona, overheated cellulose and issues involving hot metal. Moreover, by using the correlation coefficient method can be concluded that DGA is a stand-alone test parameters or not related to the other test parameters. While the breakdown voltage and water content test have a high correlation, which is inversely proportional, so that the result of testing one of the parameters, can be predicted if the value of the other parameters of the test result are known. This can be seen from the test results that the 4th oil samples has the highest water content with the value 14,525 ppm and also the lowest breakdown voltage of 43,2 kV. In contrast, the 6th oil sample has the lowest water content, i.e 6,332 ppm and the highest breakdown voltage of 71,9 kV.

I. PENDAHULUAN

Berdasarkan data PLN APD Jakarta[17], tercatat terdapat setidaknya 462 kali gangguan di penyulang sepanjang tahun 2012. Jumlah gangguan tersebut disebabkan oleh banyak faktor gangguan, termasuk didalamnya gangguan pada transformator. Gangguan yang terjadi pada transformator umumnya dikarenakan pembebanan transformator yang berlebih dalam waktu terus-menerus, sehingga berakibat buruk pada kondisi dan karakteristik transformator serta isolasinya. Akibat pemakaian pada kondisi 100% secara terus-menerus, akan timbul titik-titik panas pada daerah internal dari Transformator yang biasa disebut sebagai temperature hot-spot, yang apabila dibiarkan akan menyebabkan degradasi pada isolasi transformator tersebut, terutama isolasi cair berupa minyak yang biasa dikenal sebagai minyak transformator.

Keberadaan isolasi sangat penting karena selain berfungsi sebagai pemisah antara bagian inti transformator, isolasi ini berfungsi juga sebagai pendingin transformator sehingga mampu meminimalisir panas yang timbul pada transformator. Apabila minyak transformator berada dalam keadaan panas selama beberapa waktu, maka minyak ini akan mendidih dan menghasilkan uap-uap air pada bagian langit-langit dari transformator. Kemudian, uap-uap air yang timbul akibat pemanasan minyak tersebut akan jatuh ke dalam minyak transformator dan akan mengendap pada isolator inti dan juga pada bagian inti transformator itu sendiri. Hal ini menyebabkan, ketidakmurnian pada minyak transformator karena terdapat gas-gas yang telah terlarut pada minyak akibat peristiwa tersebut. Kenaikan temperatur yang terjadi, terdapatnya kandungan air pada isolasi minyak, serta kemungkinan terjadinya peluruhan isolasi kertas pada transformator akibat perubahan tingkat keasamannya, memengaruhi kinerja isolasi minyak transformator. Ketiga faktor tersebut tentu saja dapat memengaruhi terjadinya degradasi tegangan tembus dari minyak transformator, karena kemurnian dari minyak transformator sudah berkurang. Dari ketiga faktor di atas, dapat dilihat pengaruhnya terhadap kegagalan isolasi dan degradasi tegangan tembus dari minyak transformator.

Oleh karena itu, untuk menjaga keandalan kinerja dari suatu transformator perlu dilakukan suatu pengujian untuk mengetahui keadaan dari transformator tersebut, yaitu dengan menggunakan metode Analisis Gas Terlarut (Dissolved Gas Analysis), pengujian kandungan air (Water Content Test) pada minyak transformator, dan pengujian tegangan tembus (Breakdown Voltage). Dari keempat pengujian tersebut, akan didapatkan informasi-informasi yang mengindikasikan ada atau tidaknya kegagalan-kegagalan termis maupun elektris dari transformator. Selanjutnya, dari hasil pengujian-pengujian itu akan dianalisis apakah isolasi minyak transformator yang diuji masih layak untuk digunakan, perlu dilakukan reklamasi, purifikasi, atau tidak layak digunakan sehingga harus diganti, dsb.  

II. TINJAUAN TEORITIS

Isolasi pada transformator merupakan salah satu komponen terpenting dari transformator. Bahan yang disebut sebagai bahan isolator adalah bahan dielektrik, ini disebabkan jumlah elektron yang terikat oleh gaya tarik inti sangat kuat. Elektron-elektronnya sulit untuk bergerak, walaupun telah terkena dorongan dari luar. Bahan isolator sering digunakan untuk bahan penyekat (dielektrik). Penyekat listrik terutama dimaksudkan agar listrik tidak dapat mengalir jika pada bahan penyekat tersebut diberi tegangan listrik. Isolasi pada transformator secara garis besar dibedakan menjadi tiga yaitu, isolasi gas, isolasi padat dan isolasi cair

Minyak isolator yang dipergunakan dalam transformator daya mempunyai beberapa tugas utama, yaitu:

• Media isolator • Media pendingin

• Media/alat untuk memadamkan busur api. • Perlindungan terhadap korosi dan oksidasi.

Minyak isolator transformator dapat dibedakan atas dua jenis, yaitu minyak mineral dan minyak sintetik. Berikut adalah persyaratan yang harus dipenuhi oleh minyak transformator agar dapat menjalankan fungsinya dengan baik, antara lain :

• Kekuatan isolasi tinggi

• Massa jenis (density) yang rendah • Viskositas kinematik rendah • Titik nyala (flash point) tinggi

• Titik tuang (pour point) serendah mungkin • Angka kenetralan yang baik

• Stabilitas oksidasi tinggi • Kandungan air yang rendah

• Tegangan tembus (breakdown voltage) tinggi • Faktor kebocoran dielektri (DDF) yang baik • Tahanan jenis (resistivity) tinggi.

A. Jenis Kegagalan yang Dapat Dideteksi dengan Uji DGA

Berbagai kasus kegagalan (fault) yang terjadi pada transformator dan terdeteksi melalui uji DGA, maka kegagalan pada transformator dapat digolongkan menjadi beberapa kelas, yaitu :

Pelepasan muatan (discharge) dari plasma dingin (corona) pada gelembung gas ataupun tipe percikan.

• Discharges of Low Energy (D1)

PD tipe percikan/spark (menyebabkan karbonisasi pada isolasi kertas dalam skala yang lebih besar). Arcing pada energi rendah memacu perforasi karbon pada permukaan isolasi kertas sehingga muncul banyak partikel karbon pada minyak.

• Discharge of High Energy (D2)

Discharge yang mengakibatkan kerusakan dan karbonisasi yang meluas pada kertas minyak.

• Thermal Fault, T < 300 oC (T1) dan Thermal Fault, 300< T < 700 oC (T2)

Isolasi kertas berubah warna menjadi coklat pada temperatur > 200 oC (T1) dan pada temperatur > 300 oC terjadi karbonisasi kertas munculnya formasi partikel karbon pada minyak (T2).

• Thermal Fault, T > 700 oC (T3)

Munculnya formasi partikel karbon pada minyak secara meluas, pewarnaan pada metal (200

o_{C) ataupun penggabungan metal (> 1000} o_C).

B. Gas Terlarut pada Minyak Transformator

Minyak transformator merupakan campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon. Pemecahan beberapa ikatan antara unsur C-H dan C-C sebagai hasil dari kegagalan termal ataupun elektris akan menghasilkan fragmen-fragmen ion seperti H*, CH *, CH *, CH* atau C*, yang nantinya akan berekombinasi dan menghasilkan molekul-molekul gas seperti hidrogen (H-H), metana (CH3-H), etana (CH3-CH3), etilen (CH2=CH2) ataupun asetilen

(CH≡CH). Gas-gas ini dikenal dengan istilah fault gas.

Semakin banyak jumlah ikatan karbon (ikatan tunggal, ganda, rangkap tiga) maka semakin banyak pula energi yang dibutuhkan untuk menghasilkannya.

Gambar 3.2: Pembentukan Skema Gas vs Temperatur (Aproksimasi) [9]

Gambar 3.2 menjelaskan jenis fault gas dan jumlah relatifnya yang terbentuk saat temperaturnya semakin naik. Nilai temperatur tersebut bukanlah nilai yang baku, melainkan hanya pendekatan/aproksimasi. Hidrogen (H2), metana (CH4) dan etana (C2H6) terbentuk oleh

fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti partial discharge atau

corona. Etilen (C2H4) terbentuk oleh pemanasan minyak pada temperatur menengah, dan

asetilen (C2H2) terbentuk pada temperatur yang sangat tinggi. Gas hidrogen dan metana mulai

terbentuk pada temperatur sekitar 150°C. Gas etana mulai terbentuk pada temperatur sekitar 250°C, dan gas etilen mulai terbentuk pada temperatur sekitar 350°C. Gas asetilen merupakan indikator adanya daerah dengan temperatur paling tidak 700°C, Pada beberapa kasus kegagalan termal (hot spot) dengan temperatur 500°C ternyata juga dapat memacu pembentukan gas asetilen walaupun dalam nilai ppm yang kecil. Sejumlah besar asetilen hanya dapat dihasilkan jika temperaturnya di atas 700°C yang biasanya disebabkan oleh adanya busur api (internal arcing).

III. METODE PENGUKURAN A. Metodologi Penelitian

Metodologi penelitian menggambarkan tahapan-tahapan penelitian yang dilakukan mulai dari tahapan awal hingga akhir penelitian antara lain adalah sebagai berikut :

Gambar 4. 1 Diagram Alur Penelitian B. Parameter Utama

Parameter utama adalah parameter pengujian yang digunakan untuk menganalisi kondisi minyak transformator. Parameter utama terdiri dari pengujian analisis gas terlarut, pengujian kandungan air dan pengujian tegangan tembus.

1. DGA (Dissolved Gas Analysis)

Pengujian Analisis Gas Terlarut adalah analisis kondisi transformator yang dilakukan berdasarkan jumlah gas terlarut pada minyak transformator. Dengan pengujian gas terlarut akan memberikan informasi-informasi terkait akan kesehatan dan kualitas kerja transformator secara keseluruhan. Keuntungan utama pengujian DGA adalah deteksi dini akan adanya fenomena kegagalan yang ada pada transformator yang diujikan, sehingga dapat dilakukan langkah preventif. Langkah-langkah yang dilakukan dalam pengujian DGA antara lain pengambilan sampel uji, ekstraksi gas, intepretasi data dan pengambilan kesimpulan.

Setelah dilakukan ekstraksi gas, dilakukan interpretasi data. Interpretasi data berdasarkan IEEE std.C57 – 104.1991. Jumlah gas terlarut yang mudah terbakar atau TDCG (Total

Dissolved Combustible Gas) akan menunjukkan apakah transformator yang diujikan masih

berada pada kondisi operasi normal, waspada, peringatan atau kondisi kritis.

Pengolahan  Data,  Analisa  dan  Kesimpulan   Pelaksanaan  Pengujian  

Perencanaan  Pengujian   Studi  Literatur  

Gambar 4.1 Batas Konsentrasi Gas Terlarut dalam Satuan Part Per Million (ppm) Berdasarkan IEEE std. C57-104.1991 [8]

Pada kondisi 1, transformator beroperasi normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan kondisi gas-gas tersebut.

Pada kondisi 2, tingkat TDCG mulai tinggi. Ada kemungkinan timbul gejala-gejala kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Perlu dilakukan pengambilan sampel minyak yang lebih rutin dan sering.

Pada kondisi 3, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi dari isolasi kertas dan/atau minyak transformator. Sebuah atau berbagai kegagalan mungkin saja sudah terjadi. Pada kondisi ini transformator sudah harus diwaspadai dan perlu perawatan lebih lanjut. Pada kondisi 4, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi/kerusakan pada isolator kertas dan/atau minyak trafo sudah meluas.

Selain menggunakan TDCG, juga dilakukan interpretasi data dengan metode key gas. Tabel 4. 1 Tabel Jenis Kegagalan Menurut Analisis Key Gas [8]

Jenis Kegagalan Gas Kunci Kriteria Jumlah Gas

(dalam persen)

Arcing (Busur Api) Asetilen _(C 2H2)

Kandungan nilai H2 dan C2H2 yang besar, sedikit kandungan CH4 dan

C2H4. CO dan CO2 mungkin ada apabila melibatkan selulose.

H2: 60% C2H2: 30%

Corona (Korona) Hidrogen _(H 2)

Kandungan gas H2 yang besar, beberapa CH4, dengan sejumlah kecil nilai C2H6 dan C2H4. CO dan

CO2 mungkin ada jika selulose terlibat. H2: 85% CH4: 13% Overheating of Oil (Pemanasan Minyak) Etilen (C2H4)

Kandungan gas C2H4 yang besar, sedikit kandungan gas C2H6, beberapa kandungan gas CH4 dan

H2. C2H4: 63% C2H6: 20% Overheating of Cellulose (Pemanasan Isolasi Kertas) Karbon Monoksida (CO)

Kandungan nilai gas CO dan CO2 yang sangat besar . Gas Hidrokarbon mungkin muncul.

Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 – 104.1991 sebagai “gas-gas yang terbentuk pada transformator pendingin minyak yang secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur”, dengan tabel interpretasi seperti tabel 4.3 di atas.

2. Pengujian Kandungan Air (Water Content)

Pengukuran kadar air pada minyak trafo adalah untuk mengetahui jumlah kandungan air pada minyak trafo. Ada dua sumber utama kenaikan air dalam isolasi transformator, yaitu masuknya air dari atmosfer (udara luar) serta degradasi selulose dan minyak. Keberadaan kandungan air dalam minyak bisa dapat terjadi dalam bentuk terlarut dan dapat pula hadir dalam bentuk senyawa hidrat, yaitu zat padat yang mengikat beberapa molekul air sebagai bagian dari strukturnya. Selama proses manufaktur/pembuatan, transformator dikeringkan sampai pengukuran atau praktik standar akan menghasilkan kadar air dalam isolasi selulosa kurang dari 0,5%-1,0% tergantung pada pembeli ataupun persyaratan produsen. Untuk interpretasi data pengujian kandungan air berdasarkan standar IEC 60422 tahun 2005, yang dapat dilihat seperti tabel 4.4.

Kondisi “Baik”, artinya minyak transformator dalam keadaan normal. Aksi yang direkomendasikan adalah dilakukan pengujian sampel secara berkala secara normal agar kondisi minyak transformator tetap berada dalam pengawasan.

Kondisi “Cukup Baik”, artinya kerusakan minyak transformator sudah terdeteksi; dianjurkan untuk melakukan sampling yang lebih sering. Selain itu, perlu juga dilakukan pengecekan terhadap parameter uji lainnya seperti tegangan tembus (breakdown voltage), kandungan partikel, keasaman.

Kondisi “Buruk”, artinya kerusakan minyak transformator yang tidak normal; dianjurkan segera diambil tindakan untuk mencegah kerusakan fatal yang bisa saja terjadi. Aksi yang direkomendasikan adalah melakukan pengecekan sumber air berasal. Selain itu dianjurkan juga dilakukan rekondisi minyak transformator untuk memperbaiki kinerja minyak. Cara lain yang dapat dilakukan apabila sudah tidak dapat diperbaiki lagi adalah dengan mengganti minyak trafo.

Tabel 4. 2 Tabel Aplikasi dan Interpretasi Uji Minyak Standar IEC 60422-2005 [14]

  3. Pengujian Tegangan Tembus (Breakdown Voltage)

Pengertian tegangan tembus (breakdown voltage) minyak berdasarkan standar IEC-60422.2005 adalah ukuran kemampuan isolasi minyak untuk menahan tegangan listrik.

Parameter Uji Kategori Penilaian Kualitatif Rekomendasi Aksi Catatan Baik Cukup _Baik Buruk _{: Saat suhu} Peringatan

minyak pada saat sampling 20oC atau lebih,nilai dalam mg/kg yang diukur harus selalu dikoreksi ke suhu 20oC sebelum membandin gkannya dengan nilai-nilai batas koreksi dari tabel 6. Bila suhu minyak selama sampling kurang dari 20o_{C atau} dimana ada sejumlah besar isolasi selulosa yang hadir, lihat Lampiran A (Annex A). Kandungan Air (mgH20/kgoil at 20oC) (corrected to an equivalent at 20oC) O, A, D < 5 5-10 > 10 Baik: lanjutkan pengambilan contoh secara normal B, E < 5 5-15 > 15 Cukup Baik: Pengambilan contoh yang lebih sering. Periksa parameter uji lain seperti tegangan tembus, kandungan partikel, DDF/ketahana n dan keasaman. C < 10 10-25 > 25 F Sesuai transformator yang tepat

G Bukan Tes Rutin

Buruk: Periksa sumber air, rekondisi minyak (lihat 12.2) atau, alternatif, apabila lebih ekonomis karena parameter tes lain mengindikasik an kerusakan yang berat, ganti minyak.

Minyak yang kering dan bersih biasanya menunjukkan nilai tegangan tembus yang tinggi. Interpretasi data untuk pengujian tegangan tembus menggunakan IEC std. 60422.2005, yang dapat dilihat melalui tabel dibawah ini :

Tabel 4. 3 Tabel Aplikasi dan Interpretasi Uji Minyak Standar IEC 60422-2005 [14]                                  

C. Metode Koefisien Korelasi

Koefisien korelasi adalah suatu angka atau bilangan yang menunjukkan seberapa dekat korelasi dari suatu variabel dengan variabel lainnya. Koefisien korelasi dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut :

(4.1)     Parameter Uji Kategori Penilaian Kualitatif Rekomendasi Aksi Catatan Baik Cukup Baik Buruk Tegangan Tembus (kV) O, A, D > 60 50-60 < 50 Baik: lanjutkan pengambilan contoh secara normal. B, E > 50 40-50 < 40 Cukup Baik: Pengambilan contoh yang lebih sering. Periksa parameter uji lain seperti warna, kandungan partikel, DDF/ketahanan dan keasaman. C > 40 30-40 < 30 F

Tap changer of neutral end tap changers on O, A, B, C transformers < 25

Single phase or

connected tap changers on O, A, B transformers < 40 Buruk: Periksa sumber air, rekondisi minyak (lihat 12.2) atau, alternatif, apabila lebih ekonomis karena parameter tes lain mengindikasikan kerusakan yang berat, ganti minyak. G < 30

Dengan:

KK(x,y) = koefisien korelasi antara variabel x dan variabel y

xi = nilai variabel x ke I

x = rata-rata nilai variabel x yi = nilai variabel y ke i

ӯ = rata-rata nilai variabel y

Tabel 4. 4 Tabel Interpretasi Nilai Koefisien Korelasi KK(x, y) Interpretasi

0 Tidak berkorelasi 0,01-0,20 Korelasi Sangat rendah 0,21-0,40 Rendah

0,41-0,60 Agak rendah 0,61-0,80 Cukup 0,81-0,99 Tinggi

1 Sangat tinggi

Rentang nilai koefisien korelasi berkisar antara 0 sampai 1 dan bernilai positif dan negatif. Nilai positif dan negatif hanya menunjukkan arah (vektor). Jika koefisien korelasi bernilai negatif, maka ada hubungan negatif antara kedua variabel tersebut. Artinya jika salah satu variabel nilainya meningkat, maka dapat diprediksi bahwa nilai variabel lainnya akan menurun. Jika koefisien korelasi bernilai positif, maka hubungan antara kedua variabel adalah positif. Artinya jika salah satu variabel nilainya meningkat, maka dapat diprediksi bahwa nilai variabel lainnya pun meningkat. Dan jika nilai salah satu variabel menurun, maka nilai variabel lainnya pun menurun.

IV. HASIL PENGUKURAN

Tabel 5. 1 Hasil Percobaan Keenam Sampel Minyak Berdasarkan Parameter yang Diujikan

Sampel

Uji Rating Tegangan

TDCG (ppm) H2O (ppm) Breakdown Voltage (kV) 1 22,8 kV/10,5 kV 488 11,451 52,9 2 22,8 kV/10,5 kV 715 9,968 67,1 3 525 kV/22,8 kV 1.465 7,515 58,4 4 22,8 kV/10,5 kV 732 14,525 45,0 5 22,8 kV/10,5 kV 423 14,326 43,2 6 150 kV/10,5 kV 505 6,332 71,9

Dari data hasil percobaan tersebut, akan dianalisis indikasi kondisi transformator berdasarkan nilai Total Dissolved Combustile Gas (TDCG) pengujian DGA. Selain itu, dilakukan interpretasi data dari setiap sampel minyak yang telah diuji, sehingga dapat disimpulkan kondisi transformator berdasarkan parameter-parameter tersebut. Dalam analisis ini juga akan membahas korelasi antara parameter-parameter pengujian, hubungan antara nilai TDCG dengan kandungan air (ppm), nilai TDCG dengan nilai pengujian tegangan tembus dan nilai kandungan air dengan nilai pengujian tegangan tembus.

V. PEMBAHASAN

A. Indikasi Awal Kondisi Transformator Berdasarkan Pengujian DGA 1. Sampel Minyak Pertama

Key Gas gas : H2, CO.

Indikasi fault : Korona,

overheating cellulose.

Gambar 5.1 Tabel dan Grafik Nilai Masing-masing Gas yang Terlarut pada Sampel Minyak Pertama

2. Sampel Minyak Kedua

Key Gas : H2, C2H6.

Indikasi fault : Korona, Permasalahan melibatkan logam panas. 0   100   200   300   CO     H2     CH4     C2H6     C2H4     C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis Gas

Kandungan Gas Terlarut

Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 262 29 0 3 91 103 488 Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 372 53 0 4 187 99 715

Gambar 5.2 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Kedua

3. Sampel Minyak Ketiga

Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Korona, overheating cellulose, Permasalahan melibatkan logam panas.

 

Gambar 5.3 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Ketiga  

4. Sampel Minyak Keempat

Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Permasalahan melibatkan logam panas , Korona, overheating cellulose.

  0   100   200   300   400   CO     H2     CH4     C2H6     C2H4     C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis  Gas  

Kandungan Gas Terlarut

0   100   200   300   400   500   CO     H2     CH4     C2H6     C2H4     C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis Gas

Kandungan Gas Terlarut

Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 416 206 0 4 417 422 1.465 Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 215 83 0 5 318 111 732

Gambar 5.4 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Keempat

   

5. Sampel Minyak Kelima

Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Korona, Permasalahan melibatkan logam panas , overheating cellulose.

Gambar 5.5 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Kelima  

6. Sampel Minyak Keenam

Key Gas gas : H2, CO.

Indikasi fault : Korona,

overheating cellulose.   0   100   200   300   400   CO     H2     CH4     C2H6     C2H4     C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis Gas

Kandungan Gas Terlarut

0   50   100   150   200   CO     H2     CH4     C2H6     C2H4     C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis  Gas  

Kandungan Gas Terlarut

Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 187 32 0 2 143 59 423 Parameter Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG Nilai (ppm) 315 10 0 2 48 130 505

Gambar 5.6 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Keenam

B. Analisis Korelasi dari Setiap Parameter Pengujian

1. Analisis Korelasi Pengujian Analisis Gas Terlarut dengan Pengujian Kandungan Air

  Gambar 5. 1 Kurva Nilai TDCG vs H2O

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran TDCG vs H2O

memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 yang kecil, bernilai 0,1608 menunjukkan data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier.

Tabel 5. 2 Pengolahan Data Koefisien Korelasi DGA dan Water Content

      0   100   200   300   400   CO     H2     CH4     C2H6    C2H4    C2H2     Nilai Gas T erlarut (ppm) Jenis Gas

Kandungan Gas Terlarut

y  =  -­‐0.0035x  +  13.243   R²  =  0.16077   0   2   4   6   8   10   12   14   16   0   200   400   600   800   1000   1200   1400   1600   H2O  (ppm )   TDCG  (ppm)  

Grafik  TDCG  vs  H

₂

0  

Sampel Uji DGA Kandungan air xi-! yi-! (xi-_!) !)(yi- (xi-!)2 (yi-!)2 1 488 11.451 -233.333 0.764833 -178.4611 54444.44 0.58497 2 715 9.968 -6.33333 -0.71817 4.5483889 40.11111 0.515763 3 1465 7.515 743.6667 -3.17117 -2358.291 553040.1 10.0563 4 732 14.525 10.66667 3.838833 40.947556 113.7778 14.73664 5 423 14.326 -298.333 3.639833 -1085.884 89002.78 13.24839 6 505 6.332 -216.333 -4.35417 941.95139 46800.11 18.95877 TOTAL -2635.188 743441.3 58.10083

   

Koefisien korelasi yang didapat ialah -0,40096. Berdasarkan interpretasi data, dengan nilai koefisien korelasi tersebut, maka korelasi di antara kedua variabel, yaitu nilai TDCG dan H2O masih tergolong rendah. Artinya, kedua parameter tersebut bisa jadi saling

memengaruhi tapi dalam tingkatan yang rendah dan berbanding terbalik, karena hasil koefisien korelasinya bernilai negatif.

2. Analisis Korelasi Pengujian Kandungan Air dengan Pengujian Tegangan Tembus

  Gambar 5. 2 Kurva Nilai Tegangan Tembus vs H2O

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran nilai Tegangan Tembus vs H2O memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 cukup kecil,

bernilai 0,3806 menunjukkan data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier. Tabel 5. 3 Pengolahan Data Koefisien Korelasi Tegangan Tembus dan H2O Sample Uji BDV H2O xi-! yi-! (xi-!)(yi-!) (xi-!)2 (yi-!)2 1 52.9 11.451 -3.51667 0.764833 -2.689664 12.36694 0.58497 2 67.1 9.968 10.68333 -0.71817 -7.672414 114.1336 0.515763 3 58.4 7.515 1.983333 -3.17117 -6.289481 3.933611 10.0563 4 45 14.525 -11.4167 3.838833 -43.82668 130.3403 14.73664 5 43.2 14.326 -13.2167 3.639833 -48.10646 174.6803 13.24839 6 71.9 6.332 15.48333 -4.35417 -67.41701 239.7336 18.95877 TOTAL -176.0017 675.1883 58.10083

Koefisien korelasi yang didapat ialah -0.88861. Berdasarkan tabel 5.9, nilai tersebut menggambarkan korelasi di antara kedua variabel yang tinggi. Berbeda dengan sebelumnya,

y  =  -­‐0.1604x  +  20.677   R²  =  0.38061   0   2   4   6   8   10   12   14   16   0   20   40   60   80   100   H20  (ppm )   Tegangan  Tembus  (kV)  

berdasarkan nilai koefisien korelasinya, dapat disimpulkan bahwa nilai tegangan tembus berbanding terbalik terhadap nilai kandungan air pada minyak transformator. Artinya, untuk minyak transformator yang memiliki kandungan H2O tinggi, maka nilai tegangan tembus-nya

akan rendah. Analisis Korelasi Pengujian Analisis Gas Terlarut dengan Pengujian Tegangan Tembus

  Gambar 5. 3 Kurva Nilai TDCG vs Tegangan Tembus

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran TDCG vs Tegangan Tembus memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 yang kecil, bernilai 0,0641 menunjukkan persebaran data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier. Tabel hasil pengolahan data untuk kedua parameter pun kembali ditampilkan di bawah ini.

Tabel 5. 4 Pengolahan Data Koefisien Korelasi DGA dan Tegangan Tembus

Untuk kedua parameter ini, nilai koefisien yang didapat ialah 0.120488. Berdasarkan tabel 5.10, nilai ini tergolong kategori sangat rendah.

C. Analisis Kondisi Minyak Transformator Berdasarkan Ketiga Parameter Pengujian Tabel 5. 5 Hasil Data Percobaan, Jenis Minyak dan Interpretasi Penilaian Kualitatif

y  =  -­‐0.0218x  +  76.248   R²  =  0.06408   0   20   40   60   80   100   0   100   200   300   400   500   600   700   800   Teg ang an  T embus  ( kV)   TDCG  (ppm)  

Grafik  TDCG  vs  Tegangan  Tembus  

Sampel Uji TDCG Tegangan Tembus xi-! yi-! (xi-!)(yi-!) (xi-!)2 (yi-!)2 1 488 52.9 -233.333 -3.51667 820.55556 54444.44 12.36694 2 715 67.1 -6.33333 10.68333 -67.66111 40.11111 114.1336 3 1465 58.4 743.6667 1.983333 1474.9389 553040.1 3.933611 4 732 45 10.66667 -11.4167 -121.7778 113.7778 130.3403 5 423 43.2 -298.333 -13.2167 3942.9722 89002.78 174.6803 6 505 71.9 -216.333 15.48333 -3349.561 46800.11 239.7336 TOTAL 2699.4667 743441.3 675.1883

VI. KESIMPULAN

1. Dari keenam sampel minyak yang diuji, indikasi awal yang terjadi adalah fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti korona, overheated cellulose dan permasalahan yang melibatkan logam panas.

2. Pengujian DGA (analisis gas terlarut) ialah parameter uji yang berdiri sendiri atau tidak berkaitan dengan parameter uji lain. Sementara pengujian tegangan tembus dan kandungan air memiliki korelasi yang tinggi, yaitu berbanding terbalik.

3. Dengan mengetahui salah satu parameter pengujian (DGA ataupun Kandungan Air) dapat diprediksi hasil uji parameter lainnya, sehingga tidak perlu dilakukan pengujian terhadap kedua parameter, cukup dilakukan pengujian pada salah satu parameter.

4. Kondisi sampel minyak pertama, kedua, kelima dan keenam berada dalam kondisi yang baik. Kondisi sampel minyak ketiga dan keempat masih berada dalam kondisi yang cukup baik, namun telah menunjukkan beberapa indikasi kegagalan.

Sampel Minyak

Rating Tegangan

Parameter Pengujian Penilaian Kualitatif TDCG (ppm) H2O (ppm) Breakdown Voltage (kV) DGA Kandunga n Air Tegangan Tembus 1 22,8 kV/10,5 kV 488 11,451 52,9 Kondisi 1 Cukup Baik Baik 2 22,8 kV/10,5 kV 715 9,968 67,1 Kondisi 1 Cukup Baik Baik 3 22,8 kV/525 kV 1.465 7,515 58,4 Kondisi 2 Cukup Baik Cukup Baik 4 22,8 kV/10,5 kV 732 14,525 45,0 Kondisi 2 Cukup Baik Baik 5 22,8 kV/10,5 kV 423 14,326 43,2 Kondisi 1 Cukup Baik Baik 6 150 kV/10,5 kV 505 6,332 71,9 Kondisi 1 Cukup Baik Baik

VII. KEPUSTAKAAN

[1] Arumdina, Riry Rizky. Life Assessment Minyak Isolasi pada Transformator Utama di

PLTP PT Pertamina Geothermal Energy Area Kamojang. Depok : Universitas Indonesia.

2012.

[2] Simamora, Jonathan Fritz. Analisis Pengaruh Kenaikan Temperatur dan Umur Minyak

Transformator Terhadap Degradasi Tegangan Tembus Minyak Transformator. Depok :

Universitas Indonesia. Juni 2012.

[3] Hardityo, Rahmat. Deteksi dan Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan

Metode Analisis Gas Terlarut. Depok : Universitas Indonesia. 2007/2008.

[4] Faishal, Muhammad. Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan Metode

Dissolved Gas Analysis. Semarang : Universitas Diponegoro. 2011

[5] Chumaidy, Adib. Analisis Kegagalan Minyak Isolasi pada Transformator Daya Berbasis

Kandungan Gas Terlarut. Jakarta : 2008.

[6] IEEE Standard C57-104.1991. IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in

Oil-Immersed Transformers. 1991.

[7] IEC Standard 60422-2005. Mineral Insulating Oils in Electrical Equipment-Supervision

and Maintenance Guidance. 2005.

[8] Jhony. Pengaruh Busur Api Terhadap Kekuatan Dielektrik Gas SF6. Medan : Universitas Sumatera Utara. 2011.

[9] Fery Citarsa, Ida Bagus. Pengaruh Sifat Kimia Terhadap Sifat Listrik dari Minyak Isolasi

Transformator. Nusa Tenggara Barat : Universitas Mataram. 2011.

[10] Arismunandar, A. Teknik Tegangan Tinggi, Pradnya Paramita, Jakarta, April 1994. [11] Chapman, Stephen J. Electric Machinery and Power System Fundamentals. Mc Graw

Hill. New York, 2002.

[12] Ashkezari, Atefeh Dehghani. Evaluating the Accuracy of Different DGA Tehnique for