SKRIPSI
ANALISIS HASIL UJI DGA UNTUK MEMPREDIKSI RENTANG WAKTU PURIFIKASI MINYAK TRANSFORMATOR DENGAN
METODE TDCG DAN ROGER’S RATIO ( STUDI KASUS PLN PAYAPASIR MEDAN )
Diajukan untuk memenuhi persyaratan menyelesaikan pendidikan sarjana (S-1) pada
Departemen Teknik Elektro
Oleh Faris Aljiddi NIM : 150402037
DEPARTEMEN TEKNIK ELEKTRO FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS SUMATERA UTARA MEDAN
2019
ABSTRAK
Analisis jenis kegagalan minyak transformator dari hasil pengujian DGA ( Dissolved Gas Analysis ) dan prediksi purifikasi minyak transformator akan dibahas pada penelitian ini. Pengujian DGA penting dilakukan guna memantau konsentrasi gas yang terlarut dalam minyak transformator untuk mencegah kebakaran pada trafo. Sedangkan prediksi rentang waktu purifikasi merupakan wujud usaha prediktif pada trafo sehingga dapat menjaga kehandalan system.
Penelitian dilakukan dengan menggunakan metode TDCG dan Roger’s Ratio untuk mendapatkan indikasi kegagalan yang terjadi pada minyak transformator, setelah didapat indikasi jenis kegagalan maka diteruskan dengan penarikan kesimpulan jenis kegagalan transformator yang diuji. Dari data yang didapatkan, prediksi purifikasi dilakukan dengan menggunakan aplikasi pemograman, kemudian dilakukan perhitungan dengan menggunakan nilai ppm rate ( pertumbuhan gas perhari ). Hasilnya, transformator step down 27 kV/ 11 kV yang diuji termasuk dalam kondisi 2 dimana harus dilakukan pemantauan dan perhatian khusus dikarenakan minyak transformator mengalami kegagalan termal dengan suhu dibawah 150 oC. Prediksi purifikasi minyak transformator memrediksi minyak trafo berada pada kondisi 3 (waspada) dalam kurun waktu 153 hari terhitung dari waktu pengujian terakhir dilakukan.
Kata kunci : Dissolved Gas Analysis, TDCG, Roger’s Ratio, Key Gas, Indikasi kegagalan transformator, Purifikasi.
KATA PENGANTAR
Puji syukur dipanjatkan kehadirat ALLAH SWT atas segala nikmat dan rahmat serta segala pertolongan dan kemudahan yang telah diberikan-Nya, sehingga skripsi ini dapat diselesaikan.
Skripsi ini disusun untuk memenuhi salah satu persyaratan dalam memperoleh gelar Sarjana Teknik (S.T.) pada Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara. Adapun judul Skripsi ini adalah:
“ANALISIS HASIL UJI DGA UNTUK MEMPREDIKSI RENTANG WAKTU PURIFIKASI MINYAK TRANSFORMATOR DENGAN
METODE TDCG DAN ROGER’S RATIO”
Ungkapan rasa terima kasih yang tak berhingga disampaikan kepada Ayahanda Muslim dan Ibunda Rismawati, Abangda Riswanda Pranata, Adinda Faqih, serta keluarga yang selalu memberi doa, dorongan, semangat, dan motivasi selama masa studi hingga menyelesaikan skripsi ini.
Selesainya penyusunan skripsi ini juga tidak terlepas dari bimbingan, bantuan, arahan, motivasi, maupun fasilitas dari berbagai pihak. Oleh karena itu, pada kesempatan ini disampaikan rasa hormat dan ucapan terima kasih setulusnya kepada:
1. Bapak Ir. Hendra Zulkarnaen, MT. selaku dosen pembimbing yang telah membimbing dan memberi dorongan hingga penulisan skripsi ini dapat diselesaikan tepat waktu.
2. Bapak Ir. Eddy Warman, M.T. selaku dosen skripsi yang telah memberikan banyak motivasi dan masukan kepada penulis demi perbaikan skripsi ini.
3. Bapak Ferry Rahmat A. Bukit, ST, MT. selaku dosen skripsi yang telah memberikan banyak motivasi dan masukan kepada penulis demi perbaikan skripsi ini.
4. Bapak Soeharwinto, ST, MT. selaku dosen wali yang telah banyak memberikan bimbingan dan arahan selama perkuliahan.
5. Bapak Ir. Fahmi, M.Sc.IPM., Ph.D. selaku Ketua Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara dan Bapak Ir.
Arman Sani M.T. selaku Sekretaris Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Sumatera Utara yang telah banyak memberikan bimbingan dan arahan selama perkuliahan.
6. Seluruh dosen yang telah mendidik serta memberikan pelajaran yang sangat berharga selama masa perkuliahan kepada penulis.
7. Seluruh staf pegawai Departemen Teknik Elektro FT USU, Pak Darsono, Bang Divo, Kak Umi, dan Kak Fika yang telah membantu penulis dalam pengurusan administrasi.
8. Keluarga Wala-wala yang telah membantu dan memberikan saran kepada penulis.
9. Keluarga, kerabat, dan teman lainnya yang telah memberikan bantuan dan dorongan moril dalam menyelesaikan pendidikan program sarjana ini.
10. Kedai Kopi Arus Waktu yang telah membantu saya menyediakan tempat begadang guna menyelesaikan skripsi ini.
Dengan keterbatasan pengalaman, ilmu maupun pustaka yang ditinjau, disadari bahwa skripsi ini masih terdapat beberapa kekurangan dan kelemahan.
Untuk itu saran dan kritik yang konstruktif akan sangat membantu agar skripsi ini dapat menjadi karya ilmiah yang baik dan membanggakan. Semoga tulisan ini dapat berguna bagi pembaca, dan dapat dilanjutkan untuk memperoleh hasil yang lebih bermanfaat di kemudian hari.
Medan, 29 Oktober 2019 Penulis,
Faris Aljiddi 150402037
DAFTAR ISI
BAB HALAMAN
ABSTRAK ... i
KATA PENGANTAR ... ii
DAFTAR ISI ... iv
DAFTAR TABEL ... vi
DAFTAR GAMBAR ... vii
I PENDAHULUAN ... 1
1.1. Latar Belakang ... 1
1.2. Rumusan Masalah ... 2
1.3. Tujuan Penelitian ... 3
1.4. Batasan Masalah ... 3
1.5. Manfaat Penelitian ... 4
II Tinjauan Pustaka ... 5
2.1. Transformator... 5
2.1.1 Rugi-rugi Pada Transformator ... 6
2.1.1.1 Rugi-rugi Inti ... 6
2.1.1.2 Rugi-rugi Tembaga ... 8
2.1.2 Minyak Transformator Digunakan Sebagai Isolator Cair 10 2.1.3 Minyak Transformator Digunakan Sebagai Pendingin 13 2.2. Purifikasi Minyak Transformator ... 15
2.3. DGA (Dissolved Gas Analysis) ... 17
DAFTAR ISI (Lanjutan)
BAB HALAMAN
III METODOLOGI PENELTIAN ... 22
3.1. Metode Pengujian ... 22
3.2. Waktu dan Lokasi Penelitian ... 22
3.3. Tahapan Penelitian... 23
IV HASIL PENELITIAN DAN ANALISIS... 24
4.1. Spesifikasi Transformator dan Alat Uji... 24
4.2. Pengambilan Sampel Minyak Transformator ... 27
4.2.1 Alat yang Digunakan Dalam Pengambilan Sampel Minyak ... 27
4.2.2 Tata Cara Pengambilan Sampel Minyak Transformator ... 28
4.3. Analisis Jenis Kegagalan Minyak Transformator... 29
4.3.1 Menggunakan Metode TDCG ... 29
4.3.2 Menggunakan Metode Key Gas ... 31
4.3.3 Menggunakan Metode Roger’s Ratio ... 36
4.4 Analisis Data Prediksi Purifikasi Minyak Transformator ... 37
V KESIMPULAN DAN SARAN... 43
5.1. Kesimpulan ... 43
5.2. Saran ... 44 DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
DAFTAR TABEL
TABEL HALAMAN
2.1. Spesifikasi Minyak Transformator Menurut IS 335-1983 dan
BS 148-1972 ... 13
2.2. Tipe-tipe Pendinginan pada Transformator... 14
2.3. Standar Tegangan Tembus Minyak Transformator ... 16
2.4. Standar Jumlah Gas Terlarut IEEE Std C57-104.1991 ... 19
2.5. Standar Jenis Kegagalan Berdasarkan Key Gas ... 20
2.6. Tabel Standar Roger’s Ratio ... 20
4.1. Data Pengujian DGA ... 38
DAFTAR GAMBAR
GAMBAR HALAMAN
2.1. Rangkaian Ekivalen Transformator ... 5
2.2. Grafik Rugi Histeresis ... 7
2.3. Arah Arus Pusaran Pada Logam ... 8
2.4. Minyak Pada Transformator ... 10
3.1. Flowchart Penelitian... 24
4.1. Name Plate Transformator ... 25
4.2. MYRKOS Portable Micro GC ... 26
4.3. Data Pengujian Dissolved Gas Analysis... 30
4.4. Grafik Gas Hidrogen Pada Minyak Transformator ... 32
4.5. Grafik Gas Metana Pada Minyak Transformator ... 32
4.6. Grafik Gas Karbon Monoksida Pada Minyak Transformator ... 33
4.7. Grafik Gas Karbon Dioksida Pada Minyak Transformator... 33
4.8. Grafik Gas Etilen Pada Minyak Transformator ... 34
4.9. Grafik Gas Etana Pada Minyak Transformator ... 34
4.10. Grafik Gas Asitelin Pada Minyak Transformator ... 35
4.11. Input Tanggal Pengujian DGA Terakhir Pada C++ ... 39
4.12. Input Nilai TDCG Pengujian Terakhir Pada C++ ... 39
4.13. Input Nilai Ppm rate Pada C++ ... 40
4.14. Hasil Perhitungan Prediksi Purifikasi Pada C++ ... 40
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Saat ini kebutuhan energi listrik di Indonesia semakin meningkat, untuk itu dibutuhkan pembangkitan listrik dengan skala besar untuk mencukupi kebutuhan konsumen di Indonesia. Salah satu komponen terpenting dalam sistem pembangkitan listrik yaitu transformator, namun kurangnya perhatian dan perawatan pada transformator masih sering terjadi sehingga transformator mengalami kegagalan (breakdown).
Di dalam transformator berisi minyak yang berfungsi sebagai pendingin dan juga sebagai isolator. Kandungan gas-gas pada minyak transformator dapat menyebabkan kegagalan pada transformator akibat kegagalan gas (fault gas).
Pengujian DGA (Dissolved Gas Analysis) digunakan untuk menentukan jenis kegagalan pada transformator yang telah beroperasi selama bertahun-tahun[1].
Pada pengujian DGA dilakukan pemantauan fault gas seperti H2, CH4, CO, CO2, C2H4, C2H6, C2H2, O2, N2 dan O2N2 yang umumnya tidak dapat terdeteksi dalam pengujian karakteristik minyak transformator. Saat transformator bekerja secara kontinu mengakibatkan pecahnya senyawa menjadi unsur C-H . Pecahnya ikatan unsur tersebut dapat menjadi salah satu penyebab kegagalan transformator seperti kegagalan termal, elektris (tegangan tembus), dan juga arching yang dapat memicu terjadinya kebakaran.
Pada tahun 2008, Rahmat Hardityo telah melakukan penelitian dengan judul “Deteksi dan Analisis Indikasi Kegagalan Transformator dengan Metode
Analisis Gas Terlarut” , penelitian ini memfokuskan untuk menemukan penyebab kegagalan transformator dari hasil pengujian DGA yang kemudian di analisis menggunakan metode TDCG (Total Dissolved Combustible Gas), Roger’s Ratio, Key Gas, dan Duval’s Triangle. Penelitian ini juga telah dilakukan oleh Dimas Aditia Arifianto dengan judul “ Analisis Kegagalan Transformator di PT Asahimas Chemical Banten Berdasarkan Hasil Uji DGA dengan Metode Roger’s Ratio” yang memfokuskan pengujian terhadap minyak transformator yang masih baru, minyak transformator yang masih dalam pemakaian, dan minyak transformator yang telah rusak. Hasil uji DGA pada minyak-minyak tersebut digunakan untuk menemukan penyebab kegagalan transformator dengan metode analisis Roger’s Ratio.
Pada penelitian ini membahas analisis pengujian DGA dengan objek pengujian transformator TM 4 pada PLN Paya Pasir Medan dengan menggunakan metode analisa TDCG (Total Dissolved Combustible Gas) dan metode Roger’s Ratio. Hasil analisis dari pertumbuhan nilai gas terlarut pada minyak transformator yang diuji digunakan untuk memprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator. Penelitian ini juga menggunakan aplikasi Matlab untuk melihat trend rentang waktu dilakukannya purifikasi berdasarkan data pengujian DGA terakhir. Prediksi waktu purifikasi penting dilakukan sebagai upaya pencegahan dari breakdown pada minyak transformator yang dalam pelaksanaannya tidak diprediksi oleh utilitas terkait.
1.2 Rumusan Masalah
Adapun rumusan masalah dari penelitian ini adalah mengetahui jenis
kegagalan pada transformator dengan hasil uji DGA dan memprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator.
1.3 Tujuan Penelitian
Adapun tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Mengetahui jenis kegagalan pada transformator dari hasil uji DGA minyak transformator yang diuji.
2. Memprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator yang diuji.
1.4 Batasan Masalah
Batasan masalah pada penelitian ini untuk mendapatkan hasil yang optimal dan sesuai dengan yang diharapkan. Adapun batasan masalah pada skripsi ini adalah sebagai berikut:
1. Skripsi ini hanya menganalisa kegagalan transformator dari berbagai indikasi pada minyak trafo sesuai standar, tidak membahas penyebab pasti kegagalan minyak transformatorrmator.
2. Gas yang dianalisis merupakan gas yang dihasilkan oleh minyak transformator pada tanki utama transformator.
3. Skripsi ini hanya membahas uji DGA dengan menggunakan ekstraksi Gas Chromatograph.
4. Metode dalam analisa gas terlarut hanya menggunakan metode TDCG (Total Dissolved Combustible Gas) dan Roger’s Ratio.
5. Skripsi ini hanya memprediksi rent ang waktu purifikasi minyak transformator dengan menggunakan data TDCG dalam ppm/day. Skripsi ini tidak membahas waktu pasti dilakukannya purifikasi minyak transformator.
1.5 Manfaat Penelitian
Manfaat dari penelitian ini adalah:
1. Dapat menjadi acuan bagi utilitas pembangkit listrik terkait prediksi waktu dilakukannya purifikasi minyak transformator.
2. Dapat menjadi referensi untuk penelitian – penelitian berikutnya.
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Transformator
Transformator merupakan suatu peralatan statis yang berfungsi untuk memindahkan energi listrik dari satu rangkaian listrik ke rangkaian listrik lainnya dengan mengubah tegangan (menaikkan tegangan atau menurunkan tegangan) tanpa merubah frekuensinya.
Transformator terdiri dari kumparan primer dan sekunder. Prinsip kerja transformator pabila kumparan primer dihubungkan dengan sumber tegangan bolak-balik maka fluks bolak-balik akan muncul di dalam inti, karena kumparan tersebut membentuk jaringan tertutup maka mengalirlah arus primer. Akibat adanya fluks di kumparan primer maka terjadi induksi di kumparan sekunder karena pengaruh induksi dari kumparan primer, maka mengalirlah arus sekunder jika rangkaian sekunder dibebani, sehingga energi listrik dapat ditransfer keseluruhan (secara magnetisasi). Rangkaian sederhana sebuah transformator ditunjukkan pada gambar 2.1 .
Gambar 2.1 Rangkaian Ekivalen Sebuah Transformator.
Dimana :
V1 = tegangan sisi primer I1 = arus sisi primer
N1 = jumlah lilitan pada sisi primer V2 = tegangan sisi sekunder
I2 = arus sisi sekunder
N2 = jumlah lilitan pada sisi sekunder
2.1.1 Rugi-rugi Pada Transformator 2.1.1.1 Rugi-rugi Inti
a. Rugi Histeresis
Yaitu kerugian yang disebabkan oleh gesekan antar molekul yang melawan arah aliran gaya magnet dalam inti besi sehingga menimbulkan panas. Panas yang dihasilkan menunjukkan kerugian energi yang dikarenakan sebagian kecil energi listrik tidak dapat dipindahkan, dan terperangkap menjadi energi panas. Sebuah trafo didesain untuk bekerja pada rentang frekuensi tertentu. Menurunnya frekuensi arus listrik dapat menyebabkan meningkatnya rugi-rugi histerisis dan menurunkan kapasitas (VA) trafo.
Ph = Kh fB1,6maks (2.1)
Dimana :
Ph = Konstanta
Bmaks = Fluks maksimum ( weber )
Gambar 2.2 Grafik Rugi Histeresis Terhadap ϕ [2].
b. Rugi-rugi Arus Eddy (Eddy Current)
Rugi Arus Eddy atau arus pusar merupakan rugi-rugi yang disebabkan oleh aliran sirkulasi arus yang menginduksi logam inti besi yang dikarenakan aliran fluks disekitar inti besi. Eddy current dapat menyebabkan kerugian daya pada transformator karena pada saat terjadi induksi arus listrik pada inti besi, maka sejumlah energy listrik akan berubah menjadi energy panas. Rugi-rugi ini terjadi karena inti besi terlalu tebal sehingga terjadi perbedaan tegangan antara sisinya maka mengalir arus yang berputar-putar di sisi tersebut. Upaya yang dapat dilakukan untuk mengurangi rugi Eddy Current yaitu dengan membuat inti trafo menjadi berlapis-lapis (laminasi) sehingga dapat memecah induksi pada logam inti. Arus pusar adalah arus yang mengalir pada material inti karena tegangan yang diinduksi oleh fluks. Arah pergerakan arus pusar adalah 90o terhadap arah arus fluks seperti ditunjukkan gambar 2.3.
Gambar 2.3 Arah Arus Pusaran Pasa Logam Inti[2].
Pe = Ke f2B2maks (2.1)
Dimana :
Phe = Konstanta
Bmaks = Fluks maksimum ( weber )
2.1.1.2 Rugi-rugi Tembaga
Rugi tembaga adalah rugi yang dihasilkan oleh konduktor/tembaga yang digunakan sebagai bahan pembuat kumparan. Rugi ini diakibatkan oleh adanya resistansi bahan pada kumparan[2]. Nilai resistansi konduktor dapat dihitung dengan rumus pada persamaan 2.1 .
𝑅 = 𝜌.𝑙
𝐴 (2.2)
Dimana :
R = Tahanan (ohm)
ρ = Tahanan Jenis (ohm.m)
𝑙 = Panjang (m)
A = Luas Penampang (m2)
Untuk menghitung rugi-rugi tembaga sisi primer , sekunder, dan inti dapat menggunakan rumus persamaan 2.3 , 2.4 , dan 2.5 berikut.
P1 = I12 R1 (2.3)
Pc = Ic2Rc (2.4)
P2 = I22R2 (2.5)
Dimana :
P1 = Rugi-rugi sisi primer I1 = Arus pada sisi primer R1 = Resistansi pada sisi primer PC = rugi-rugi pada inti
IC = Arus pada inti RC = Resistansi pada inti P2 = Rugi-rugi sisi sekunder I2 = Arus pada sisi sekunder R2 = Resistansi pada sisi sekunder
Untuk menghitung fluks bocor pada sisi primer dan sekunder dapat dilihat pada persamaan 2.6 dan 2.7 berikut.
ΦLP = I12X1 (2.6)
ΦLS = I22X2 (2.7)
Dimana :
ΦLP = fluks bocor pada primer ΦLS = fluks bocor pada sekunder
2.1.2 Minyak Transformator Digunakan Sebagai Isolator Cair
Isolator merupakan sifat dari suatu bahan untuk menghambat atau tidak menghantarkan arus listrik. Minyak sebagai isolator pada transformator berfungsi sebagai pemisah antar winding, pemadam ketika terjadi busur api, maupun sebagai pelindung transformator dari kerusakan yang bersifat korosif seperti karat seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.4.
Gambar 2.4 Minyak Pada Transformator
Penggunaan transformator secara kontinu menimbulkan kenaikan suhu pada transformator, termasuk pada minyak transformator di tanki utama. Pada dasarnya minyak transformator mengandung unsur hidrokarbon yang terlarut didalam minyak, akibat kenaikan suhu pada minyak transformator, dapat mengakibatkan meningkatnya kadar gas yang
mengandung hidrokarbon pada minyak tafo. Kenaikan kadar gas yang terlarut dalam minyak transformator dapat menimbulkan kegagalan pada transformator tersebut.
Maka dari itu perlu dilakukannya pemantauan dan perawatan minyak transformator sehingga minyak selalu dalam keadaan standar yang berlaku. Berikut adalah karakteristik minyak transformator :
a. Kejernihan
Kejernihan minyak isolasi tidak boleh mengandung suspensi atau endapan (sedimen). Semakin banyak endapan pada minyak maka semakin buruk pula minyak tersebut. Warna minyak transformator yang baik sesuai standar berwarnah jernih bersih (bening).
b. Massa Jenis
Massa jenis minyak transformator harus lebih kecil dari massa jenis air.
Massa jenis dibatasi agar air tidak dapat berpisah dari minyak isolasi dan tidak melayang.
c. Viskositas Kinematika
Viskositas memegang peranan penting dalam Pendinginan, yakni untuk menentukan kelas minyak. Semakin tinggi nilai viskositas minyak maka semakin maksimal proses pemindahan panas thermal pada minyak transformator.
d. Titik Nyala
Titik nyala yang rendah pada minyak menunjukan adanya indikasi kontaminasi zat gabar yag mudah terbakar.
e. Titik Tuang
Titik tuang digunakan untuk mengidentifikasi dan menentukan jenis peralatan yang akan menggunakan minyak isolasi.
f. Angka Kenetralan
Angka kenetralan adalah angka yang menunjukkan penyusutan asam pada minyak dan dapat mendeteksi kontaminasi minyak, menunjukkan kecenderungan percobaan kimia atau indikasi percobaan kimia dalam bahan tambangan.
g. Korosi
Korosi kemungkinan dihasilkan dari adanya belerang bebas atau senyawa belerang yang tidak stabil dalam minyak isolasi. Korosi juga disebabkan karena adanya uap air yang bercampur pada minyak.
h. Tegangan Tembus
Tegangan tembus pada minyak transformator berpengaruh pada kemampuan dielektrik dari minyak tersebut. Tegangan tembus yang terlalu rendah menunjukkan adanya kontaminasi seperti air, kotoran, atau partikal konduktif dalam minyak.
i. Kandungan Air
Keberadaan air dalam isolasi-isolasi minyak akan menurunnya tegangan tembus dan tahanan jenis minyak isolasi, sehingga akan mempercepat kerusakan ataupun terjadi kegagalan kinerja transformator. Standar spesifikasi minyak transformator menurut IS 335 – 1983 dan BS 148 – 1972 ditunjukkan pada table 2.1.
Tabel 2.1 Spesifikasi Minyak Transformator Menurut IS 335 – 1983 dan BS 148 – 1972
Karakteristik IS 335 – 1983 BS 148 – 1972
1 Density at 27°C (max)
0.89 g/cm2
20°C (max) 0.89 g/cm2 2 Kinematic viscosity 27°C (max) 27 Cδt 20°C (max) 40 Cδt
3 Interfacial tension 27°C min 0.07 N/m
4 Flash point 140°C 140°C
5 Pour Point max – 9°C Max – 30°C
6 Neutralization value max 0.03 mg KOH/gm max 0.03 mg KOH/gm 7 Corrosive Sulphur Non Corrosive
Electric Strength (breakdown voltage) 8 (a) As received in
Drums Min 30 kV Min 30 kV
(b) After filteration Min 50 kV 9 Dielectric dissipation
factor (tan-delta) 90°C max 0.005 90°C max 0.005
Spesific resistance (resistivity) min
10 (a) at 90°C min
30 ×1012 Ω cm No set limit
(b) at 27°C min
500 ×1012 Ω cm
11
Oxidation stability (a) Neutralization
value after oxidation (b) Total studge
ofteroxidation, max
max 0.40 mg KOH/gm
max 0.10 % by weight
max 0.03 mg KOH/gm
0.10 %
12 Presence of oxidation inhibitor
The Oil shall not contain antioxidant
dditives -
13 Sulphur Nil
14
Water content as received in drums
as received in bulk max 50 ppm by weight max 50 ppm max 35 ppm
2.1.3 Minyak Transformator Digunakan Sebagai Pendingin
Pembebanan pada transformator menimbulkan rugi-rugi pada transformator sehingga timbul panas pada inti besi dan winding sehingga terjadi kenaikan suhu pada minyak transformator. Pendinginan transformator diperlukan untuk mengurangi suhu panas agar berada dibawah batasan yang telah ditentukan. Isolator cair berupa minyak transformator digunakan agar dapat menempati ruang-ruang yang berada dalam transformator termasuk ruang-ruang antara lilitan coil pada winding transformator. Minyak menyerap panas dan mensirkulasikannya untuk kemudian panas dilepas ke atmosfer. Tipe-tipe pendinginan yang digunakan pada transformator ditunjukkan pada Tabel 2.2.
Tabel 2.2 Tipe-tipe pendingin pada Transformator Daya[3].
Pendinginan dengan menggunakan minyak transformator dikombinasikan dengan menggunakan kipas (fan) agar pemindahan panas dapat optimal. Pemilihan tipe pendinginan pada transformator disesuaikan dengan rating transformator, transformator dengan rating cukup besar umumnya menggunakan kombinasi dari 3 tipe pendinginan yaitu ONAN, ONAF, dan OFAF[4].
2.2 Purifikasi Minyak Transformator
Purifikasi minyak transformator adalah salah satu treatment pada transformator yang berfungsi memurnikan kembali minyak dari endapan debu / kotoran, menghilangkan uap air, dan menaikkan nilai kekuatan dielektrik pada minyak transformator.
Prinsip kerja dari purifikasi yaitu minyak transformator dipanaskan hingga proses akhir dengan temperatur yang dijaga tetap konstan. Pemanasan (heating) ini bertujuan untuk memisahkan air dengan minyak, dimana air akan menjadi uap yang akan terlepas ke udara. Setelah minyak dipanaskan, minyak akan dikabutkan guna untuk memisahkan antara minyak dan uap. Minyak kemudian di vacum dengan tekanan 0.68 bar, sehingga uap air dan kandungan asam pada minyak transformator dapat terpisah. Minyak yang telah di vacum disaring (filter) dan dipadatkan agar mencegah adanya gelembung udara pada minyak transformator yang telah dilakukan purifikasi[6]. Pengujian tegangan tembus pada minyak dilakukan kembali agar mengetahui tegangan tembus minyak setelah dilakukan purifikasi. Apabila nilai tegangan tembus masih diatas batas standar IEC-156 maka dielektrik minyak transformator telah menurun sehingga minyak transformator selayaknya diganti dengan yang baru. Pada
utilitas-utilitas tertentu mempunyai standar nilai tegangan tembus yang dapat di tolelir, sehingga penggantian minyak transformator dapat ditunda.
Proses purifikasi terhadap oli trafo dilakukan secara berulang-ulang.
Menurut standar PLN pada manual book product trafo, proses purifikasi untuk oli yang masih baru hanya membutuhkan 2-3 sirkulasi. Sedangkan untuk minyak yang sudah lama membutuhkan 4-6 sirkulasi. Lamanya proses purifikasi tergantung pada kapasitas oli pada trafo. Satu liter oli membutuhkan waktu ± 17 menit untuk satu kali sirkulasi. Sehingga untuk oli yang masih baru memerlukan waktu purifikasi sekitar ± (34-51) menit dan untuk oli yang sudah lama memerlukan waktu ± (68-102) menit.
Selain menjadi pendingin, minyak transformator juga berfungsi sebagai isolator cair pada trafo. Dalam hal nya minyak sebagai isolator cair, kekuatan dielektrik dari minyak harus selalu dalam standar IEC-156. Untuk mendapatkan tegangan tembus yang sesuai standar, perlu dilakukan treatment pada minyak transformator yang berupa purifikasi / pemurnian. Standar tegangan tembus minyak transformator IEC-156 ditunjukkan pada tabel 2.3.
Tabel 2.3 Standar Tegangan Tembus Minyak Transformator IEC-156 [5].
Tegangan Operasi
Trafo ( kV) Jarak Gap ( mm ) Nilai Minimum ( kV )
Un ≤ 36 2,5 30
36 Un ≤ 70 2,5 35
70 < Un ≤ 170 2,5 40
170 < Un 2,5 45
Sebelum dilakukan pemurnian minyak hendaknya dilakukan pengujian tegangan tembus untuk mengetahui nilai tengangan tembus minyak tersebut[6].
Apabila nilai tegangan tembus minyak dari hasil uji tegangan tembus sudah dibawah standar IEC, maka perlu dilakukan purifikasi minyak.
Purifikasi pada minyak transformator tidak merubah nilai gas-gas terlarut hasil pengujian DGA secara tetap. Apabila transformator dalam keadaan terindikasi kegagalan, maka dengan di purifikasi nilai-nilai fault gas akan menurun, dan akan kembali naik dikarenakan kegagalan transformator yang masih terjadi. Diperlukan pemantauan khusus dan perbaikan pada trafo agar nilai fault gas menurun secara tetap.
2.3 DGA (Dissolved Gas Analysis).
Dissolved Gas Analysis adalah salah satu pengujian pada minyak transformator yang bertujuan untuk mengetahui gas-gas terlarut dalam minyak transformator yang umumnya gas tersebut tidak dapat terdeteksi pada pengujian karakteristik minyak. Pemantauan gas-gas terlarut bertujuan untuk mengetahui jenis kegagalan pada minyak transformator, dan mencegah transformator terbakar akibat gas-gas yang mudah terbakar. Pengujian DGA merupakan bentuk condition monitoring. Pengujian DGA umumnya dilakukan setiap 6 bulan dimana waktu tersebut berdasarkan keadaan di lapangan (pengalaman).
Hasil pengujian DGA berupa gas hydrogen, metan, karbon monoksida, karbon dioksida, asitelin, etan, dan etilen akan naikseiring dengan bertambahnya suhu transformator akibat pembebanan berlebih dan rugi transformator. Panas ini dapat memicu percepatan reaksi hidrokarbon pada minyak transformator terutama meningkatnya gas etana dan etilen yang biasanya disebabkan oleh
logam panas. Dalam pengujian DGA terdapat dua metode ektraksi gas, yaitu : 3. Gas Chromatograph Method
Kata kromatografi digunakan sebagai istilah umum untuk menggambarkan proses pemisahan substansi dari dua fase[7]. Metode Gas Kromatografi yaitu suatu teknik untuk mengekstraksi atau memisahkan zat berupa gas dari sebuah senyawa gabungan. Dalam proses pemisahan zat tersebut dipisahkan berdasarkan tingkat penguapannya. Kromatografi bekerja dengan prinsip dasr yaitu jumlah zat terlarut yang berbeda untuk masing-masing komponen pada waktu tertentu saat kesetimbangan terjadi antara fase diam dan fase geraknya.
Pemisahan dengan metode kromatografi dapat terjadi apabila suatu molekul maupun senyawa memiliki sifat yang berbeda, di antaranya adalah:
Memiliki kelarutan yang berbeda terhadap suatu pelarut.
1. Memiliki kelarutan yang berbeda terhadap suatu pelarut.
2. Memiliki sifat mudah menguap (volatil) pada temperatur yang berbeda.
3. Memiliki sifat kelarutan atau sifat untuk berikatan yang berbeda satu sama lain dengan fase diamnya.
4. Photo Acoustic Spectroscopy Method
Proses pengukuran dengan metode PAS dimulai dengan sumber radiasi yang menciptakan gelombang elektromagnetik sinar infra merah. Radiasi tersebut dipantulkan pada sebuah cermin parabolic dan kemudian menuju piringan pemotong yang berputar dengan kecepatan konstan sehingga menghasilkan efek stoboskopik terhadap sumber cahaya. Radiasi ini diteruskan melalui filter optic, yaitu filter yang secara selektif dapat meneruskan sinar dengan karakteristik tertentu dan menghambat sinar yang
lainnya yang tidak diinginkan[8].
Metode yang umumnya dipakai yaitu metode gas kromatografi. Setelah gas-gas terlarut pada minyak transformator terpisah maka dapat dilakukan analisis kegagalan transformator dengan melihat jumlah individual gas.
Metode dalam analisis hasil uji DGA yang umumnya digunakan yaitu :
1. TDCG (Total Dissolved Combustible Gas)
Analisa jumlah total gas yang terlarut (TDCG) akan menunjukkan keadaaan transformator sesuai dengan standar. Standar jumlah gas terlarut standar IEEE Std. C57-104.1991 ditunjukkan pada tabel 2.4.
Tabel 2.4 Standar Jumlah Gas Terlarut IEEE Std. C57-104.1991[9].
BATASAN KONSENTRASI GAS TERLARUT ( ppm )
STATUS H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG KONDISI
1 100 120 35 50 65 350 2500 720
KONDISI 2
101- 700
121- 400
36- 50
51- 100
66- 100
351- 570
2501- 4000
721- 1920 KONDISI
3
701- 1800
401- 1000
51- 80
101- 150
101- 150
571- 1400
4001- 10000
1921- 4630 KONDISI
4 >1800 >1000 >80 >150 >150 >1400 >10000 >4630
Pada kondisi 1 transformator beroperasi dengan normal. Namun pelu dilakukan pemantauan gas-gas tersebut.
Pada kondisi 2 tingkat TDCG mulai tinggi, menandakan adanya kemungkinan timbul gejala kegagalan yang harus diwaspadai.
Pada kondisi 3 TDCG menunjukkan adanya dekomposisi dari isolasi kertas minyak transformator.
Pada kondisi 4 TDCG menunjukkan adanya kerusakan pada isolator kertas dan minyak transformator dan telah meluas.
2. Key Gas
Gas-gas yang terbentuk pada transformator secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khusus atau lebih dominan terbentuk pada temperaturr tertentu. Standar jenis kegagalan berdasarkan analisa metode key gas ditunjukkan pada tabel 2.5.
Tabel 2.5 Standar jenis kegagalan berdasarkan analisa metode Key Gas[9].
3. Roger’s Ratio
Metode yang sering disebut juga dengan rasio lima digunakan untuk mendapatkan 3 digit kode angka. Kode-kode tersebut menunjukkan indikasi dari penyebab kegagalan suatu transformator. Tabel standar Roger Ratio ditunjukkan pada tabel 2.6
Tabel 2.6 Tabel Standar Roger’s Ratio[10].
Kegagalan yang dapat terdeteksi melalui uji DGA diantaranya adalah : PD = Partial Discharge
D1 = Discharge Energi Rendah D2 = Discharge Energi Tinggi
T1 = Thermal Faults pada temperatur < 300oC
T2 = Thermal Faults pada temperatur 300oC<T<700oC T3 = Thermal Faults pada temperatur > 700oC
Zona DT = Campuran Thermal dan Electrical Fault
BAB III
METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Metode Pengujian
Metode penelitian yang digunakan pada skripsi ini yaitu dengan pengambilan data hasil pengujian DGA berupa kadar nilai gas H2, CH4, CO, CO2, C2H4, C2H6, C2H2 yang terlarut dalam minyak transformator. Setelah data dikumpulkan kemudian dilakukan analisis hasil uji DGA. Analisis hasil uji DGA menggunakan metode TDCG (Total Dissolved Combustible Gas) dan Roger’s Ratio, sehingga didapat jenis kegagalan pada minyak transformator. Berdasarkan jumlah total gas yang terlarut (TDCG) pada minyak transformator, maka didapat jumlah pertumbuhan gas perharinya dengan melakukan perhitungan. Dengan menggunakan jumlah pertumbuhan gas terlarut perharinya maka dapat diprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator.
Penggunaan aplikasi Dev C++ pada penelitian ini digunakan untuk membantu perhitungan prediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator dengan input pada Dev C++ berupa tanggal pengujian DGA terakhir, nilai pengujian terakhir, dan rata-rata nilai ppm rate dari pengujian-pengujian sebelumnya.
3.2 Waktu dan Lokasi Penelitian
Untuk melaksanakan penelitian ini tentunya dibutuhkan data pendukung.
Pengambilan data penelitian ini berlokasi di PLN Unit Pelaksana Pemeliharaan Pembangkitan (UPHK) Paya Pasir , Medan. Waktu pelaksanaan penelitian ini dilakukan pada bulan Agustus 2019 dan diperkirakan akan selesai pada bulan November 2019.
3.3 Tahapan Penelitian
Adapun tahap penelitian ini adalah :
1. Pengumpulan referensi dan teori mengenai pengujian DGA ( Dissolved Gas Analysis ) dan purifikasi minyak transformator.
2. Pengambilan data berupa jumlah konsentrasi gas hydrogen, metan, karbon monoksida, karbon dioksida, etilen, etan, asitelin, serta waktu terakhir dilakukan purifikasi minyak pada transformator yang berlokasi PLN Unit Pelaksana Pemeliharaan Pembangkitan (UPHK) Paya Pasir, Medan.
3. Menghitung nilai TDCG dengan cara menjumlahkan nilai H2, CH4, CO, C2H2, C2H4, C2H6 dalam satuan ppm dan kemudian disesuaikan berdasarkan tabel 2.4.
4. Menghitung nilai Roger’s Ratio (rasio lima) dari data-data yang telah diperoleh dengan menggunakan rasio berikut :
C2H2
C2H4
;
CH𝟒H2
;
C2H4C2H6
5. Mengidentifikasi jenis kegagalan dari hasil rasio yang telah di dapat berdasarkan tabel 2.6.
6. Menghitung pertumbuhan gas terlarut perhari (ppm/day) membagi selisih rentang waktu pengujian DGA dengan selisih nilai TDCG yang kemudian digunakan untuk memprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator.
7. Analisis prediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator menggunakan bantuan aplikasi Dev C++ dengan menggunakan rumus persamaan 3.1 berikut .
𝑃𝑟𝑒𝑑𝑖𝑘𝑠𝑖 𝑃𝑢𝑟𝑖𝑓𝑖𝑘𝑎𝑠𝑖 =1921−𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝑇𝐷𝐶𝐺
𝑝𝑝𝑚 𝑟𝑎𝑡𝑒 (3.1)
Tahapan penelitian tersebut dapat digambarkan dalam bentuk diagram alir (flowchart) penelitian seperti pada gambar 3.1 berikut.
Gambar 3.1 Flowchart penelitian
BAB IV
HASIL PENELITIAN DAN ANALISIS
4.1 Spesifikasi Transformator dan Alat Uji DGA
Transformator yang digunakan pada penelitian ini adalah transformator pabrikan dari Alsthom Savoisienne 3 fasa, 50 Hz, 27 kV / 11 kV , yang berarti transformator ini merupakan transformator step down. Transformator ini menggunakan system pendinginan OFAF. Minyak transformator disirkulasikan melewati radiator menggunakan pompa (pump). Tiap-tiap radiator memiliki kipas pendingin untuk pertukaran panas dari minyak ke udara. Nameplate transformator yang diuji dintujukkan pada gambar 4.1.
Gambar 4.1 Name Plate Transformator.
Alat uji DGA yang digunakan pada penelitian ini yaitu DGA Test MYRKOS Portable Micro GC. Myrkos dapat mengukur 7 gas terlarut dalam minyak transformator secara terpisah dan dengan waktu yang rekatif singkat yaitu 2 menit. Singkatan GC pada nama myrkos dikarenakan alat ini menggunakan metode ekstraksi Gas Chromatograph. Selain itu myrkos juga dapat mengukur komponen udara seperti oksigen dan nitrogen. MYRKOS Portable Micro GC ditunjukkan pada gambar 4.2 .
Gambar 4.2 MYRKOS Portable Micro GC
Dimana :
1. Shake Test™ syringe holder attached to holder support 2. Shake Test™ syringe with an attached oil trap
3. Plug holder 4. Sample inlet port 5. Main switch
6. Shake Test™ syringe carrying case (2 syringes)
7. Operating surface
8. Li-ion battery with battery cable 9. Myrkos dual power input panel 10. Carrier gas module
11. S.S. carrier gas tubing assembly 12. Myrkos portable controller 13. Lid stay clip
14. Box of disposable oil traps
15. Gas tight syringes (x2) and CO trap(CALGAS)
16. CALGAS with attached micro-flow regulator
4.2 Pengambilan Sampel Minyak Transformator
Pengambilan sampel minyak untuk pengujian DGA sangat menentukan keakuratan diagnose yang didapat. Berikut adalah beberapa hal yang harus diperhatikan dalam pengambilan sampel minyak :
a. Alat yang dipergunakan dalam pengambilan sampel minyak.
b. Tata cara pengambilan sampel minyak.
c. Selang durasi antara pengambilan sampel minyak dan pengujian.
4.2.1 Alat Yang Digunakan Dalam Pengambilan Sampel Minyak a. Syringe
Merupakan suntukan dengan wadah berbahan kaca untuk pengambilan sampel minyak transformator. Maksud dari penggunaan syringe adalah untuk tidak terkontaminasinya minyak dengan udara dan polutan luar, dan menghindari hilangnya gas-gas ringan yang mudah lepas seperti H.
b. Oil Flushing unit
unit yang terdiri dari selang silicon, flange , seal, dan stop kran yang berfungsi sebagai alat untuk membuang minyak transformator yang kotor juga mengambil sampel minyak.
c. Vial
Yaitu botol kimia yang digunakan sebagai tempat sampel minyak yang telah diambil. Sebelum dipergunakan, vial perlu dipastikan masih bersih dan dalam kondisi vakum/kedap udara.
4.2.2 Tata Cara Pengambilan Sampel Minyak Transformator
Berikut adalah tata cara pengambilan sampel minyak transformator untuk pengujian DGA.
1. Buka drain valve main tank trafo.
2. Lakukan proses pembersihan terlebih dahulu ( keluarkan minyak dari main tank trafo dengan membuka stop kran ).
3. Tutup stop kran.
4. Pasang jarum pada syringe.
5. Buka kartup pada syringe dan suntikkan syringe pada selang silicon.
6. Sedot minyak dari kran.
7. Pastikan tidak ada udara ataupun gelembung udara yang masuk dalam syringe.
8. Tutup kembali katup pada syringe.
9. Pindahkan minyak ke dalam botol vial dengan cara menyuntikkan minyak ke dalam botol vial tanpa membuka tutupya.
10. Ambil sampel minyak sebanyak 12 ml untuk pengujian DGA.
11. Lakukan pengambilan sampel minyak dengan proses yang sama untuk minyak main tank bagian bawah dan OLTC.
12. Beri label pada tabung vial.
13. Simpan minyak dan lindungi dari panas Maupin sinar matahari langsung.
14. Bersihkan syringe dengan menggunakan minyak, lalu keringkan dan simpan pada tempatnya.
15. Lepaskan jarum suntik dari syringe.
16. Tutup kembali drain valve main tank transformator.
17. Buka stop kran untuk mengeluarkan sisa minyak pada oil flushing unit .
18. Lepaskan oil flushing unit dari drain valve main tank transformator.
19. Pastikan drain valve telah terpasang dengan benar dan kuat.
20. Proses pengambilan sampel minyak transformtor untuk pengujian DGA selesai.
4.3 Analisis Jenis Kegagalan Minyak Transformator 4.3.1 Menggunakan Metode TDCG ( Standar IEEE )
Data yang digunakan merupakan data keluaran dari alat uji Morgan Schaffer. Pengujian dilakukan pada tanggal 19 oktober 2016 dengan hasil : H2 ( hydrogen ) : 47 ppm
CH4 ( metan ) : 21 ppm CO ( karbon monoksida ) : 1631 ppm CO2 ( karbon dioksida ) : 8406 ppm C2H2 ( asitelin ) : 0 ppm
C2H4 ( etilen ) : 12 ppm C2H6 ( etan ) : 11 ppm
Data hasil pengujian DGA ditunjukkan pada gambar 4.3.
Gambar 4.3 Data Pengujian Dissolved Gas Analysis
Berdasarkan table 2.4 diatas, maka didapat disimpulkan bahwa nilai TDCG trafo yang diuji sudah mulai tinggi yaitu 1722 dan dalam kondisi 2.
Pada kondisi 2 ini menandakan adanya kemungkinan timbul gejala kegagalan pada minyak trafo yang harus diwaspadai. Pada beberapa utilitas terkait apabila nilai TDCG sudah dalam keadaan harus diwaspadai maka interval waktu pengujian DGA akan dipercepat guna mencegah breakdown pada trafo. Pada penelitian ini interval pengujian tetap dilakukan setiap 6 bulan sekali.
4.3.2 Menggunakan Metode Key Gas
Gas – gas yang terbentuk pada minyak transformator secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan minyak transformator yang terjadi. Berikut persentasi gas yang terlarut dalam minyak transformator :
H2 ( hydrogen ) : 2,7 % C2H2 ( asitelin ) : 0 % CH4 ( metan ) : 1,2 % C2H4 ( etilen ) : 0.7 % C2H6 ( etan ) : 0,6 % CO ( karbon monoksida ) : 94, 7 %
Dari data persentasi gas diatas hanya CO yang melewati batas aman sesuai standard. Batas persentasi nilai CO sesuai standard yaitu 92%
sedangkan data hasil pengujian diatas menunjukkan angka 94,7% . Kadar gas CO yang melwati 92% dari nilai TDCG menunjukkan adanya indikasi
overheating of cellulose atau panas lebih pada isolasi padat transformator yang diuji.
Gambar 4.4 Grafik Gas Hidrogen Pada Minyak Transformator
Gambar 4.5 Grafik Gas Metana Pada Minyak Transformator 244
65 69
47 51
96
0 50 100 150 200 250 300
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-16 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Hydrogen
21
27 26
21 21
31
0 5 10 15 20 25 30 35
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Methan
Gambar 4.6 Grafik Gas Karbon Monoksida Pada Minyak Transformator
Gambar 4.7 Grafik Gas Karbon Dioksida Pada Minyak Transformator 702
1162
1378
1631
1836
883
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Carbon Monoxide
3800
6511
8689 8406 8837
4369
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Carbon Dioxide
Gambar 4.8 Grafik Gas Etilen Pada Minyak Transformator
Gambar 4.9 Grafik Gas Etana Pada Minyak Transformator 0
8 8
12
7
0 0 2 4 6 8 10 12 14
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Ethylene
7
11
12
11 11
9
0 2 4 6 8 10 12 14
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Ethane
Gambar 4.10 Grafik Gas Asitelin Pada Minyak Transformator
Dari grafik pertumbuhan gas-gas yang terlarut dalam minyak transformator diatas dapat dilihat bahwa gas hidrogen mengalami fluktuasi dengan titik tertinggi 244 ppm pada 10 februari 2015. Gas metana mengalami fluktuasi dengan titik tertinggi 31 ppm pada 24 mei 2017. Gas karbon monoksida cenderung mengalami kenaikan dengan titik tertinggi 1836 ppm pada 27 maret 2017. Gas karbon dioksida juga cenderung mengalami kenaikan dengan titik tertinggi 8837 ppm pada 27 maret 2017.
Gas etilen mengalami fluktuasi dengan titik tertinggi 11 ppm pada 19 oktober 2016. Gas etan cenderung tidak stabil dengan titik tertinggi 12 ppm pada 12 oktober 2015, sedangkan gas asitelin bernilai konstan yaitu 0 ppm .
Saat transformator bekerja secara kontinu mengakibatkan pecahnya senyawa menjadi C-H ( hidrokarbon ). Hidrogen meningkat diakibatkan
0 0 0 0 0 0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
10-Feb-15 12-Oct-15 20-Apr-15 19-Oct-16 27-Mar-17 24-May-17
Acethylene
oleh pecahan senyawa seiring dengan peningkatan suhu saat transformator beroperasi. Dengan meningkatnya suhu, pembentukan gas berubah dari Metana (CH4) menjadi Ethane (C2H6) menjadi Ethylene (C2H4). Kegagalan termal pada suhu <300OC terutama menghasilkan Metana dan Etana dan beberapa Etilen.
Kenaikan maupun penurunan konsentrasi fault gas berbanding lurus dengan kenaikan suhu pada minyak transformator, dan ketika suhu minyak transformator menurun maka nilai konsentrasi fault gas cenderung tetap.
Untuk mendapatkan konsentrasi fault gas tetap rendah maka diperlukan menjaga suhu tetap rendah dan juga menghindari dari thermal fault.
4.3.3 Menggunakan Metode Roger’s Ratio
Metode yang sering disebut juga dengan rasio lima ini digunakan untuk mendapatkan 3 digit kode angka dimana kode-kode angka tersebut menunjukkan indikasi penyebab kegagalan pada transformator. Berikut perhitungan mencari kode-kode angka rasio 5.
C2H2
C2H4 = 0 CH𝟒
H2 = 0,44 C2H4
C2H6 = 1,09
Dari hasil perhitungan diatas maka didapat kode-kode roger’s ratio 0 0 1 . Kombinasi 3 kode diatas menunjukkan adanya indikasi kegagalan
Thermal Fault Less than 150OC . Kegagalan termal pada transformator berpendingin akan menimbulkan gas-gas yang mudah terbakar (combustible gas) seperti hidrogen, metana, etana, etilen, dan karbon monoksida.
Kegagalan termal timbul akibat adanya pemanasan berlebihan pada konduktor berisolasi, sehingga muncul gas CO dan CO2 .
Rasio CO2/CO sering digunakan untuk mendeteksi keterlibatan isolasi kertas yang terdekomposisi ( terurai ). Rasio CO2/CO bernilai di bawah 3, maka isolasi padat pada trafo berupa kertas terdekomposisi secara cepat. Sedangkan apabila rasio bernilai antara 3 sampai dengan 11, maka isolasi padat pada transformator dalam keadaan baik. Pada transformator yang diuji pada penlitian ini nilai ratio CO2/CO adalah 5,15 yang menandakan transformator mengalami kegagalan termal dengan suhu dibawah 150℃ dan tidak melibatkan dekomposisi isolasi padat.
4.4 Analisis Data Prediksi Purifikasi Minyak Transformator
Purifikasi minyak transformator tidak berpengaruh secara tetap terhadap penurunan nilai fault gas, artinya purifikasi pada minyak transformator yang diuji hanya dapat menurunkan kadar nilai fault gas sesaat dan akan kembali naik seiring dengan masih berlangsungnya proses kegagalan transformator. Pada kondisi ini utilitas terkait dituntut untuk melakukan perbaikan guna menjaga kehandalan sistem.
Untuk analisis prediksi purifikasi minyak transformator penulis menggunakan bahasa pemograman Dev C++ yang digunakan sebagai alat menhitung prediksi hari dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
𝑃𝑟𝑒𝑑𝑖𝑘𝑠𝑖 𝑃𝑢𝑟𝑖𝑓𝑖𝑘𝑎𝑠𝑖 = 1921−𝑁𝑖𝑙𝑎𝑖 𝑇𝐷𝐶𝐺 𝑃𝑒𝑛𝑔𝑢𝑗𝑖𝑎𝑛 𝑇𝑒𝑟𝑎𝑘ℎ𝑖𝑟
𝑃𝑝𝑚 𝑅𝑎𝑡𝑒 (4.1)
Nilai 1921 digunakan sebagai ambang batas kondisi 3 transformator berdasarkan standar konsentrasi TDCG dimana pada kondisi 3 mulai termasuk kategori waspada dan isolasi padat (kertas) pada transformator mengalami dekomposisi. Sedangkan nilai ppm rate merupakan nilai rata-rata dari hasil pengujian sebelumnya.
Data prediksi purifikasi minyak transformator ditunjukkan pada tabel 4.1.
Tabel 4.1 Data Pengujian DGA
No Parameter Uji
HASIL 10-
Feb-15 12-Oct-15 20- Apr-16
19- Oct-16
27- Mar-17
24- May-17
1 Hydrogen 244 65 69 47 51 96
2 Methane 21 27 26 21 21 31
3 Carbon
monoxide 702 1162 1378 1631 1836 883
4 Carbon dioxide 3800 6511 8689 8406 8837 4369
5 Ethylene 0 8 8 12 7 0
6 Ethane 7 11 12 11 11 9
7 Acethylene 0 0 0 0 0 0
TDCG 954 1273 1493 1722 1926 1019
TDCG Rate/day
(ppm) 1.3 1.2 1.3 1.3 -15.6
Input tanggal, bulan, dan tahun pengujian DGA sebelumnya ditunjukkan pada gambar 4.11.
Gambar 4.11 Input Tanggal, Bulan, dan Tahun Pengujian DGA Sebelumnya.
Input nilai TDCG pada C++ ditunjukkan pada gambar 4.12.
Gambar 4.12 Input Nilai TDCG Pada C++
Input Nilai Ppm Rate pada C++ ditunjukkan pada gambar 4.13
Gambar 4.13 Input Nilai Ppm Rate Pada C++
Tampilan hasil perhitungan prediksi purifikasi pada C++ ditunjukkan pada gambar 4.14
Gambar 4.14 Hasil Perhitungan Prediksi Purifikasi pada C++
Data yang digunakan dalam analisa prediksi purifikasi minyak transformator yaitu data tanggal 19 oktober 2016 dengan nilai TDCG 1722 ppm.
Masukkan tanggal pengujian DGA terakhir yaitu 19 oktober 2016 pada Dev C++
seperti ditunjukkan pada gambar 4.11 . Nilai 1722 ppm di input pada Dev C++
seperti ditunjukkan pada gambar 4.12. Kemudian muncul perintah “masukkan nilai ppm rate” , ppm rate merupakan pertumbuhan nilai TDCG dalam satu hari.
Pada tampilan C++ di input nilai 1,3 seperti ditunjukkan pada gambar 4.13 dimana 1,3 merupakan nilai rata-rata ppm rate dari pengujian pertama. Setelah memasukkan nilai TDCG pengujian terakhir dan rata-rata ppm rate pada C++
maka didapatkan perkiraan hari rentang waktu dilakukan purifikasi pada minyak transformator. Dari gambar 4.14 dapat dilihat perkiraan purifikasi 153 hari atau sekitar 5 bulan dihitung yaitu pada 21 maret 2017.
Dari pengujian diatas dapat diprediksi rentang waktu purifikasi minyak transformator jatuh pada bulan maret 2017. Pihak PLN Payapasir melakukan pengujian DGA kembali pada 27 maret dan mendapat hasil nilai TDCG 1926 ppm (tabel 4.2). Prediksi purifikasi tidak sepenuhnya akurat dikarenakan pertumbuhan nilai TDCG per hari (ppm/day) tidak selalu konstan.
Purifikasi minyak transformator dapat ditentukan oleh nilai tegangan tembus minyak trasnformator ataupun dari kandungan konsentrasi fault gas.
Kandungan fault gas perlu diperhitungkan agar mencegah transformator dari kebakaran yang disebabkan oleh hidrokarbon pada minyak. Dari hasil analisis data diatas didapat nilai TDCG pada minyak kondisi 3 ( >1921) pada bulan maret 2017. Sedangkan data yang didapat dari utilitas terkait purifikasi dilakukan pada bulan agustus 2017 dengan nilai tegangan tembus minyak 30 kV. Apabila terdapat
kondisi seperti ini, maka seharusnya purifikasi dilakukan pada bulan maret, karena nilai TDCG terlebih dahulu dalam kondisi tiga.
Dalam pelaksanaannya, pada bulan maret 2017 dilakukan filtering minyak transformator guna menurunkan nilai DGA, sementara utilitas terkait melakukan purifikasi pada bulan agustus 2017 dengan tegangan tembus 30 KV. Dengan melakukan filtering minyak transformator dapat membersihkan minyak dari kerak atau endapan, uap air, dan menurunkan DGA. Penurunan konsesntrasi hidrokarbon yang terlarut pada minyak dikarenakan adanya penurunan suhu saat filtering.
PLN sebagai utilitas terkait dalam hal ini perlu mempertimbangkan hasil pengujian DGA. Konsentrasi gas-gas yang mudah terbakar yang didapat dari hasil uji DGA sudah selayaknya dijadikan pertimbangan untuk melakukan purifikasi minyak transformator sehingga tidak terjadi kebakaran transformator yang disebabkan oleh gas yang mudah terbakar.
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan
Dari analisis yang dilakukan dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
1. Analisis hasil pengujian DGA dengan metode TDCG pada transformator yang diuji menunjukkan kadar TDCG berada dalam kondisi 2 dengan nilai 1722 ppm, dimana transformator harus diwaspadai dan perlu dilakukan pengawasan berkala. Analisis menggunakan metode Key Gas pada transformator menunjukkan nilai persentasi gas CO pada minyak 94,7 % yang mengindikasikan adanya pemanasan berlebih pada isolasi padat transformator yang diuji. Analisis menggunakan metode Roger’s Ratio didapat kode 0 0 1 yang berarti transformator berindikasi kegagalan termal pada suhu dibawah 150OC dan tidak melibatkan dekomposisi pada isolasi padat kertas.
2. Hasil prediksi waktu purifikasi minyak transformator dengan menggunakan Dev C++ yaitu ± 153 hari yaitu pada tanggal 21 maret. Berdasarkan prediksi tersebut nilai TDCG memasuki kondisi ketiga (>1921) dimana minyak mulai terdekomposisi dan perlu diwaspadai.
3. Purifikasi minyak transformator dapat ditentukan oleh nilai tegangan tembus minyak trasnformator ataupun dari kandungan konsentrasi fault gas. Pada transformator yang diuji nilai TDCG pada pengujian DGA telah masuk dalam kondisi 3 pada bulan maret, dan trafo tersebut
di purifikasi pada bulan agustus 2017. Seharusnya transformator di purifikasi pada bulan maret dikarenakan nilai TDCG pada kondisi 3 pada bulan tersebut. Hal ini dilakukan guna mencegah transformator dari kebakaran yang dipicu oleh gas-gas yang mudah terbakar.
4. Kenaikan suhu pada transformator yang disebabkan oleh pembebanan berlebih dan rugi-rugi transformator menimbulkan panas yang memicu percepatan reaksi hidrokarbon pada minyak transformator terutama meningkatnya gas etana dan etilen yang biasanya disebabkan oleh logam yang panas.
5.2 Saran
Adapun saran yang dapat diberikan pada penelitian kali ini adalah sebagai berikut:
1. Penelitian selanjutnya diharapkan memperdalam hipotesa penyebab kegagalan transformator dengan mendalami indikasi-indikasi yang ada.
2. Penelitian berikutnya diharapkan melakukan pengumpulan data dengan sampel pengujian yang relatif banyak sehingga dapat melihat trend fault gas dengan lebih spesifik.
3. Penelitian berikutnya diharapkan melakukan penelitian dengan menggunakan parameter dan metode yang lebih beragam.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Jeff Golarz, Understanding Dissolved Gas Analysis (DGA) Techniques and Interpretations", IEEE . 2016.
[2] Prayoga, Aditya, Transformator, Teknik Tenaga Listrik, Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik. Universitas Indonesia: Depok, 2010.
[3] IEEE Std. C57.12.00-2010, IEEE Standard for General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.
New York. 2010.
[4] Rahmat H, Deteksi dan Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan Metode Analisis Gas Terlarut, Skripsi, Fakultas Teknik.
Universitas Indonesia: Depok, 2008.
[5] IEC Publication 156, “Insulatting Liquid – Determination of the Breakdown Voltage at Power Frequency Test Method”, 1995.
[6] Destario Yan P., Purifikasi Minyak Transformator Kapasitas 400 KVA.
Jurnal, Universitas Diponegoro, Semarang.
[7] Walter Jennings, Analytical Gas Chromatography, Orlando, Florida : Academic Press, Inc, 1987.
[8] Aditia Arifianto, Dimas, Analisis kegagalan transformator di PT asahimas chemical banten berdasarkan hasil uji DGA dengan metode Roger’s Ratio, Malang, Universitas Brawijaya.
[9] IEEE Std. C57.104-1991, IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers. New York. 2010.
[10] R. Rogers . "IEEE and IEC codes to interpret incipent faults in transformers, using gas oil anakysis" IEEE Transactions on Electrical Insulation,pp. 349-354, 1978.
[11] IEC Publication 156, “Insulatting Liquid – Determination of the Breakdown Voltage at Power Frequency Test Method”, 1995.
[12] Destario Yan P., Purifikasi Minyak Transformator Kapasitas 400 KVA.
Jurnal, Universitas Diponegoro, Semarang.
LAMPIRAN
1. Data Hasil Uji DGA 19 Oktober 2016
2. Data Pengujian DGA
No Parameter Uji
HASIL 10-Feb-
15 12-Oct-15 20-Apr-
16
19-Oct- 16
27-Mar- 17
24-May- 17
1 Hydrogen 244 65 69 47 51 96
2 Methane 21 27 26 21 21 31
3 Carbon
monoxide 702 1162 1378 1631 1836 883
4 Carbon dioxide 3800 6511 8689 8406 8837 4369
5 Ethylene 0 8 8 12 7 0
6 Ethane 7 11 12 11 11 9
7 Acethylene 0 0 0 0 0 0
TDCG 954 1273 1493 1722 1926 1019
TDCG Rate/day
(ppm) 1.3 1.2 1.3 1.3 -15.6
3. Dev C++
#include <iostream>
using namespace std;
int Februari(int tahun) {
if((tahun%100 !=0) && (tahun%4==0) || (tahun%400==0)) {
return 29;
} else {
return 28;
} }
int BukanFebruari (int tahun,int bulan) {
if ((bulan==1) || (bulan==3) || (bulan==5) || (bulan==7) || (bulan==8) ||
(bulan==10) || (bulan==12)) {
return 31;
} else {
return 30;
}
}
int main(){
int a;
float b;
float hasil;
int tanggal,bulan,tahun,t_tanggal,t_bulan,t_tahun;
cout<<"Masukkan tanggal ddmmyyyy :";
cin>>tanggal;
cin>>bulan;
cin>>tahun;
cout << "Masukkan Nilai Pengujian Terakhir: ";
cin >> a;
cout << "Masukkan Nilai Ppm Rate: ";
cin >> b;
t_tanggal=0;
t_bulan=0;
t_tahun=0;
hasil = (1921-a)/b;
cout << "Jumlah Perkiraan Hari: " << hasil << endl;
do {
if(hasil<=31) {
if(bulan==2) {
t_tanggal=Februari(tahun);
} else {
t_tanggal= BukanFebruari (tahun,bulan);
}
if(tanggal+hasil>t_tanggal) {
t_bulan=bulan+1;
if(t_bulan>12) {
t_tahun=tahun+1;
t_bulan=1;
} else {
t_tahun=tahun;
}
t_tanggal=tanggal+hasil-t_tanggal;
} else {
t_tanggal=tanggal+hasil;
t_bulan=bulan;
t_tahun=tahun;
} } else {
if(bulan==2) {
t_tanggal=Februari(tahun);
} else {
t_tanggal=BukanFebruari(tahun,bulan);
}
hasil=hasil-t_tanggal;
if(bulan==12) {
bulan=1;
tahun=tahun+1;
} else {
bulan=bulan+1;
} } }
while(t_tahun==0);
cout<<"Perkiraan Tanggal: ";
cout<<t_tanggal<<"-"<<t_bulan<<"-"<<t_tahun;
return 0;
}
![Tabel 2.2 Tipe-tipe pendingin pada Transformator Daya[3].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1969594.4013266/24.893.227.733.653.1127/tabel-tipe-tipe-pendingin-pada-transformator-daya.webp)
![Tabel 2.3 Standar Tegangan Tembus Minyak Transformator IEC-156 [5].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1969594.4013266/26.893.208.723.844.1097/tabel-standar-tegangan-tembus-minyak-transformator-iec.webp)
![Tabel 2.5 Standar jenis kegagalan berdasarkan analisa metode Key Gas[9].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1969594.4013266/30.893.243.694.494.744/tabel-standar-jenis-kegagalan-berdasarkan-analisa-metode-key.webp)
![Tabel 2.6 Tabel Standar Roger’s Ratio[10].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1969594.4013266/31.893.270.669.135.652/tabel-tabel-standar-roger-s-ratio.webp)
