ANALISIS INDIKASI KEGAGALAN ISOLASI MINYAK TRANFORMATOR
BERDASARKAN HASIL UJI DISSOLVED GAS ANALYSIS
DI PLTU 400 MW PT. KRAKATAU DAYA LISTRIK
Muhammad Sukron1 , Rocky Alfanz2Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Sultan Ageng Tirtayasa Jl. Jenderal Sudirman KM. 3 Cilegon – Banten 42435
E-mail : 1syukropake_n@yahoo.com, 2alafanzfteuntirta@yahoo.com Abstrak
Permasalahan yang umum pada operasional transformator daya adalah timbulnya kegagalan, baik kegagalan termal maupun kegagalan elektris. Kegagalan termal dan kegagalan elektris umumnya menghasilkan gas-gas berbahaya yang biasa dikenal sebagai fault gas. Kebanyakan transformator daya biasanya menggunakan minyak isolator yang fungsinya selain sebagai pendingin juga untuk melarutkan gas-gas berbahaya tersebut agar tidak beredar bebas. Mengindentifikasi jenis dan jumlah konsentrasi gas yang terlarut pada minyak dapat memberikan informasi akan adanya indikasi kegagalan yang terjadi pada transformator. Metode untuk mengidentifikasi dan menganalisis gas-gas terlarut pada minyak disebut sebagai metode DGA (Dissolved Gas Analysis).
Pada Laporan kerja praktek ini, penulis akan membahas tentang jenis kegagalan transformator pada PT. Krakatau Daya Listrik Cilegon-Banten kapasitas 20 MVA dengan tegangan nominal 150/20 KV. Minyak yang diuji merupakan minyak yang belum dan sudah dilakukan separator. Pengujian dilakukan menggunakan alat uji DGA Transport X Portabel produksi GE Digital Energy Kelman. Analisa jenis kegagalan generator transformer ini akan menggunakan metode interpretasi uji DGA yaitu metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG), Key Gas, Roger’s Ratio, Kode Rasio IEC 599-1978 revisi 1997 dan Duval Triangle.
Dengan diketahuinya jenis kegagalan pada transformator daya melalui uji DGA dengan menggunakan metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG), Key Gas, Roger’s Ratio, Kode Rasio IEC 599-1978 revisi 1997 dan Duval Triangle maka akan dapat dilakukan tindakan lebih lanjut pada minyak trafo sebagai media isolator dan pendingin trafo. Tindakan pemeliharaan minyak trafo ini dapat dilakukan dengan melakukan purifikasi atau separator maupun reklamasi.
Kata kunci: transformator daya , fault gas, uji DGA, metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG), Key Gas, Roger’s Ratio, Kode Rasio IEC 599-1978 revisi 1997 dan Duval Triangle
I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Transformator adalah peralatan listrik yang sangat vital dalam sistem tenaga listrik, mengingat akan pentingnya fungsi transformator tersebut maka perlu dipastikan keandalannya harus tetap terjaga sehingga tidak trejadi masalah yang akan menyebabkan terganggunya operasional transformator tersebut. Untuk menjaga keandalan dari transformer perlu dilakukan prosedur khusus yaitu dengan menguji isolasi minyak transformator secara Dissolved Gas Analysis (DGA) yang bertujuan untuk menganalisis kandungan gas-gas yang terlarut dalam minyak transformator tersebut. Setelah dilakukan uji DGA maka akan dilakukan interpretasi data untuk mengetahui keadaan dari isolasi minyak transformator tersebut.
1.2 Tujuan
1. Memahami dan mendapatkan gambaran nyata tentang transformator yang ada di PT. Krakatau Daya Listrik.
2. Mengetahui cara menganalisis jenis kegagalan isolasi minyak transformator berdasarkan hasil uji Dissolved Gas Analysis. 3. Untuk mengidentifikasi kegagalan yang terjadi pada isolasi minyak transformator yang disebabkan oleh kandungan gas terlarut.
1.3 Batasan Masalah
1. Transformator tenaga beserta bagian-bagiannya.
2. Objek yang dianalisis sebanyak 2 sampel yaitu minyak transformator unit AV04 Subtation Harbour 150/20 KV dengan kondisi sebelum dan sesudah di separator di PT. Krakatau Daya Listrik (KDL).
3. Analisis Dissolved Gas Analysis (DGA) pada isolasi minyak transformator ini dengan metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG), Key Gas, Roger’s Ratio, Kode Rasio IEC 599-1978 revisi 1997 dan Duval Triangle.
II. DASAR TEORI 2.1 Transformator
2.1.1 Definisi Transformator
Transformator merupakan suatu peralatan listrik yang dapat memindahkan energi listrik arus bolak-balik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya secara induksi elektromagnetik dengan frekuensi yang tetap.
Gambar 2.1 Transformator Daya 150/20 kV
2.1.2 Prinsip Kerja Transformator
Prinsip kerja dari transformator adalah induksi bersama (mutual induction). Akibat adanya fluks di kumparan primer, maka pada kumparan sekunder terjadi induksi (self induction) dan terjadi induksi di kumparan sekunder karena pengaruh induksi dari kumparan primer, atau disebut dengan induksi bersama yang menyebabkan timbulnya fluks magnet di kumparan sekunder dan arus sekunder mengalir pada rangkaian sekunder sehingga energi listrik dapat ditransfer seluruhnya, berikut adalah gambar prinsip dasar kerja transformator (gambar 2.2).
Sumber : http://www.academia.edu Gambar 2.2 Prinsip Dasar dari Transformator
2.1.3 Kontruksi Transformator
Transformator terdiri dari : 1) Inti Besi
Inti besi berfungsi untuk mempermudah jalannya fluksi, yang ditimbulkan oleh arus listik
yang melalui kumparan. Dibuat dari lempengan-lempengan besi tipis yang berisolasi.
2) Kumparan Transformator
Kumparan transformator adalah beberapa lilitan kawat berisolasi yang membentuk suatu kumparan. Kumparan tersebut terdiri dari kumparan primer dan kumparan sekunder yang diisolasi. Kumparan tersebut sebagai alat transformasi tegangan dan arus.
3) Minyak Transformator
Minyak transformator merupakan salah satu bahan isolasi cair yang berfungsi sebagai isolasi dan pendingin pada transformator. Sebagian bahan isolasi minyak harus memiliki kemampuan untuk menahan tegangan tembus, sedangkan sebagai pendingin minyak transformator harus mampu meredam panas yang ditimbulkan. 4) Bushing
Hubungan antara kumparan transformator dan jaringan luar melalui sebuah busing yaitu sebuah konduktor yang diselubungi oleh isolator.
5) Tangki Konservator
Tangki Konservator berfungsi untuk menampung minyak cadangan dan uap/udara akibat pemanasan trafo karena arus beban. 6) Sistem Pendingin
Sistem pendingin digunakan untuk mengurangi kenaikan suhu yang berlebihan tersebut transformator akibat inti besi dan kumparan-kumparan akan timbul panas akibat rugi-rugi tembaga.
7) Tap Changer (On Load Tap Changer) Alat ini disebut sebagai sadapan pengatur tegangan tanpa terjadi pemutusan beban maka disebut On Load Tap Changer (OLTC). Trafo dirancang sedemikian rupa sehingga perubahan tegangan pada salah satu sisi input berubah tetapi sisi outputnya tetap. Pada umumnya OLTC tersambung pada sisi primer dan jumlahnya tergantung pada perancang dan perubahan sistem tegangan pada jaringan.
8) Alat pernapasan (Dehydrating Breather) Pada konservator permukaan minyak diusahakan tidak boleh bersinggungan dengan udara karena kelembaban udara yang mengandung uap air akan mengontaminasi minyak. Untuk mengatasi hal tersebut diperlukan suatu media pernapasan biasanya yang digunakan adalah silicagel.
9) Relai Proteksi Transformator
Jenis relai proteksi pada trafo tenaga adalah sebagai berikut :
a. Relai Bucholtz
Penggunaan relai deteksi gas (Bucholtz) pada transformator yaitu untuk mengamankan transformator yang didasarkan pada gangguan
transformator seperti : arcing, partial discharge, over heating yang umumnya menghasilkan gas.
b. Jansen Membran
Alat ini berfungsi untuk pengaman tekanan lebih (explosive membrane/bursting plate). Relai ini bekerja karena tekanan lebih akibat gangguan di dalam transformator.
c. Relai Tekanan Lebih (Sudden Pressure Relay) Suatu flash over atau hubung singkat yang timbul pada suatu transformator terendam minyak, umumnya akan berkaitan dengan suatu tekanan lebih di dalam tangki, karena gas yang dibentuk oleh decomposisi dan evaporasi minyak.
d. Relai Arus Lebih (over current relay)
Relai ini berfungsi untuk mengamankan transformator terhadap gangguan hubung singkat antar fasa di dalam maupun di luar daerah pengaman transformator juga diharapkan relai ini mempunyai sifat komplementer dengan relai beban lebih.
e. Relai Differensial
Relai ini berfungsi untuk mengamankan transformator terhadap gangguan hubung singkat yang terjadi di dalam daerah pengaman transformator.
f. Relai Gangguan Tanah Terbatas (Restricted Earth fault Relay)
Relai ini berfungsi untuk mengamankan transformator terhadap tanah di dalam daerah pengaman transformator khususnya untuk gangguan di dekat titik netral yang tidak dapat dirasakan oleh relai differensial.
g. Relai Arus Lebih Berarah
Relai arus lebih berarah merupakan relai pengaman yang bekerja karena adanya besaran arus dan tegangan yang dapat membedakan arah arus gangguan. Relai ini mempunyai 2 buah parameter ukur yaitu tegangan dan arus yang masuk ke dalam relai untuk membedakan arah arus ke depan atau arah arus ke belakang. Bekerjanya relai ini berdasarkan adanya sumber arus dari ZCT (Zero Current Transformer) dan sumber tegangan dari PT (Potential Transformers).
h. Relai Gangguan Tanah
Relai ini berfungsi untuk mengamankan transformator gangguan hubung tanah, di dalam dan di luar daerah pengaman transformator. Relai arah hubung tanah memerlukan operating signal dan polarising signal.
i. Relai Hubung Tanah
Relai ini berfungsi untuk mengamankan transformator terhadap hubung singkat antara kumparan fasa dengan tangki transformator dan transformator yang titik netralnya ditanahkan.
j. Relai Connections
Relai ini merupakan sudut perbedaan antara arus dengan tegangan masukan relai pada power faktor satu.
k. Relai Maximum Torque Angle
Adalah perbedaan sudut antara arus dengan tegangan pada relai yang menghasilkan torsi maksimum.
10) Announciator
Announciator adalah indikator kejadian pada saat terjadi ketidak normalan pada sistem instalasi tegangan tinggi, baik secara individu maupun secara bersama. Annunciator terjadi bersamaan dengan relai yang bekerja akibat sesuatu yang terjadi ketidaknormalan pada peralatan tersebut.
11) Indikator-Indikator
Untuk mengawasi selama transformator beroperasi, maka perlu adanya indicator pada transformator sebagai berikut:
- Indikator suhu minyak - Indikator permukaan minyak. - Indikator sistem pendingin. - Indikator kedudukan tap.
12) Pemadam Kebakaran Transformator
Sistem pemadam kebakaran merupakan peralatan tambahan untuk pengaman transformator. Penyebab trafo terbakar adalah karena gangguan hubung singkat pada sisi sekunder sehingga pada trafo akan mengalir arus maksimumnya.
2.2 Isolasi Minyak Transformator 2.2.1 Minyak Transformator
Minyak transformator merupakan sebuah campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon, dalam bentuk linear atau siklis, yang mengandung kelompok molekul CH3, CH2 dan CH yang terikat. Gas-gas ini dikenal dengan istilah fault gas.
2.2.2 Kegagalan Isolasi Minyak
Transformator
Kegagalan isolasi disebabkan beberapa sebab, antara lain isolasi tersebut sudah lama terpakai, berkurangnya kekuatan dielektrik dan karena isolasi tersebut dikenakan tegangan lebih. Beberapa faktor yang mempengaruhi mekanisme kegagalan pada minyak transformator, yaitu partikel padat, uap air, kegagalan gelembung.
2.3 Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA) 2.3.1 Definisi Dissolved Gas Analysis
Pengujian DGA merupakan analisa kondisi transformator yang dilakukan
berdasarkan jumlah gas terlarut pada minyak trafo. Dilakukan dengan mengambil sampel minyak dari unit transformator kemudian gas-gas terlarut tersebut diekstrak untuk diidentifikasikan komponen-komponen individualnya. Pengujian DGA akan memberikan informasi-informasi terkait akan kesehatan dan kualitas kerja transformator secara keseluruhan.
Langkah kerja :
1. Pengambilan Sampel
2. Pengujian dengan alat uji DGA 3. Interpretasi data
4. Pengambilan kesimpulan
2.3.2 Metode Dissolved Gas Analisys (DGA)
1) Metode Total Dissolved Combustible
Gas (TDCG)
Klasifikasi peningkatan konsentrasi gas dan TDCG (IEEE C57. 104-1991). Kriteria 4 level kondisi telah dikembangkan untuk mengklasifikasikan kondisi trafo pada hasil pengujian minyak isolasi.
Tabel 2.1 Batas Konsentrasi Gas Individual dan TDCG Standar IEEE C57.104-1991
Berikut merupakan Kondisi Transformator berdasarkan standar IEEE C57.104-1991 :
Kondisi 1: Total gas terlarut yang mudah
terbakar (TDCG) di atas menunjukkan transformator beroperasi dengan baik atau normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan atau investigasi kondisi gas-gas tersebut.
Kondisi 2: TDCG dalam kisaran ini menunjukkan tingkat gas mulai tinggi dimana gas-gas yang terlarut mudah terbakar. Ada kemungkinan timbul gejala-gejala kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Mengambil sampel minyak DGA setidaknya cukup sering atau lebih rutin untuk menghitung jumlah angkatan gas per hari untuk masing-masing gas.
Kondisi 3: TDCG dalam kisaran ini menunjukkan tingkat tinggi adanya dekomposisi selulosa isolasi dan / atau minyak. Sebuah atau berbagai kegagalan mungkin terjadi. Pada kondisi ini sudah harus diwaspadai dan perlu perawatan lebih lanjut. Mengambil sampel DGA setidaknya cukup sering untuk menghitung jumlah gas generasi per hari untuk masing-masing gas.
Kondisi 4: TDCG dalam kisaran ini menunjukkan dekomposisi yang berlebihan selulosa isolasi dan / atau minyak transformator sudah meluas. Operasi Lanjutan dapat mengakibatkan kegagalan transformator.
2) Metode Key Gas (Gas Kunci)
Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 –104.1991 sebagai gas-gas yang tebentuk pada transformator berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur.
Tabel 2.2 Jenis Kegagalan Metode Key Gas
3) Metode Roger’s Ratio
Roger’s ratio adalah salah satu metode tambahan yang dapat digunakan untuk menafsirkan apa yang terjadi berdasarkan komposisi gas terlarut di minyak isolasi. Metode ini menggunakan rasio tiga buah gas yaitu C2H2/C2H4, CH4 /H2 dan C2H4 /C2H6.
Tabel 2.4 Tipe Gangguan dengan Digit Kode
Seringkali digunakan rasio lain seperti rasio CO2/CO. Normalnya rasio CO2/CO bernilai sekitar 7. Jika rasio < 3, ada indikasi yang kuat akan adanya kegagalan elektrik sehingga menimbulkan karbonisasi pada kertas (hot-spot atau arcing dengan temperatur >200 0C). Jika rasio > 10, mengindikasikan adanya kegagalan thermal pada isolasi kertas pada belitan. Nilai rasio ini tidaklah selalu akurat karena nilai CO2 dan CO dipengaruhi oleh berbagai faktor luar.
Catatan mengenai interpretasi dari tabel rasio roger :
1. Ada kecenderungan rasio C2H2/C2H4 naik dari 0,1 s.d > 3 dan rasio C2H4/C2H6 naik dari 1-3 s.d > 3 karena meningkatnya intensitas percikan (spark). Sehingga kode awalnya bukan lagi 0 0 0 melainkan 1 0 1.
2. Gas yang timbul mayoritas dihasilkan oleh proses dekomposisi kertas, sehingga muncul angka 0 pada kode rasio roger.
3. Kondisi kegagalan ini terindikasi dari naiknya konsentrasi fault gas. CH4/H2 normalnya bernilai 1, namun nilai ini tergantung dari berbagai faktor seperti kondisi konservator, selimut N2, temperatur minyak dan kualitas minyak.
4. Naiknya nilai C2H2 (lebih dari nilai yang terdeteksi), pada umumnya menunjukkan adanya hot-spot dengan temperatur lebih dari 7000C, sehingga timbul arching pada transformator. Jika konsentrasi dan rata-rata
pembentukan gas asetilen naik, maka transformator harus segera diperbaiki (de-energized). Jika dioperasikan lebih lanjut kondisinya akan sangat berbahaya.
5. Transformator dengan OLTC (On-Load Tap Changer) bisa saja menunjukkan kode 2 0 2 ataupun 1 0 2 tergantung jumlah dari pertukaran minyak antara tangki tapchanger dan tangki utama.
4) Metode Kode Ratio IEC 559 - 1978 & REVISI 1997
Tabel 2.5
Diagram Alir Tes Diangnosa DGA
Standar IEC 559 - 1978 & REVISI 1997
OH : Over Heating OHO : Over Heating of Oil CD : Cellullose Degradation OHC : Over Heating Cellullose LED : Partial Discharge
HEDA_1 : Low Energy Discharge and Arcing HEDA_2 : Low Energy Discharge and Arcing HEDA_3 : High Energy Discharge and Arcing HEDA_4 : High Energy Discharge and Arcing OH_T1 : Over Heating, Temp < 150 0C
OH_T2 : Over Heating, 150 0C < Temp < 300 0C OH_T3 : Over Heating, 300 0C < Temp < 700 0C OH_T4 : Over Heating, Temp > 700 0C
5) Metode Duval’s Triangle
Metode ini biasanya digunakan untuk menentukan jenis kerusakan secara umum dari suatu transformator yang bermasalah.
Gambar 2.4 Duval Triangle PD = Dischrge sebagian
D1 = Discharge energi rendah D2 = Discharge energi tinggi
T1 = Thermal faults pada temperature < 300oC T2 = Thermal Faults pada temperature 300oC < T < 700oC
T3 = Thermal Faults pada temperatur > 700oC DT = campuran termal dan electrical fault.
Tabel 2.6
Batas Individual Gas
Koordinat segitiga : %CH4 = %C2H4 =
%C2H2 =
III. PEMBAHASAN
3.1 Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA)
Objek yang diuji dan dianalisis merupakan sebuah unit transformator daya pada
PLTU PT. Krakatau Daya Listrik Cilegon-Banten. Transformator ini merupakan jenis transformator dengan pendingin ONAF, kapasitas 20 MVA dengan tegangan nominal 150/20 KV. Pengujian Dissolved Gas Analysis dilakukan menggunakan alat uji DGA Transport X Portabel produksi GE Digital Energy Kelman.
3.2 Pengambilan Sampel
Prosedur pengmabilan sampel minyak transformator disesuaikan standar IEEE std.C.57-104.1991, IEC 60599 IK Pengambilan sampel minyak uji DGA P3BJBTEK/IKA/05-00. Standar ini mengharuskan bahwa sampel minyak yang di ambil tidak boleh terdapat gelembung udara sama sekali. Proses pengujian harus dilakukan segera setelah pengambilan sampel dilakukan, bertujuan untuk meminimalisir pengaruh temperatur lingkungan dan sinar matahari yang dapat mempengaruhi jumlah konsentrasi gas terlarut.
3.3 Pengujian dengan Alat DGA
Alat uji DGA Transport X Portabel produksi GE Digital Energy Kelman. ini bisa mendeteksi tujuh jenis fault gas yaitu gas hidrogen (H2), karbon monoksida (CO), etilen (C2H4), etana (C2H6), metana (CH4), asetilen (C2H2) dan gas karbon dioksida (CO2) dan menggunakan metode photo acoustic spectroscopy (PAS) untuk ekstraksi gas terlarut. Keakuratan alat ini adalah sebesar ±5% atau ±2 ppm. Alat ini juga mendukung proses analisis data lebih lanjut karena dilengkapi dengan metode-metode analisis data DGA seperti IEEE std.C57 – 104.1991, Key gas, Roger’ Ratio, Duval’s Triangle.
http://www.gedigitalenergy.com
Berikut hasil pengujian alat uji DGA Transport X portable.
Gambar 3.2 Hasil Pengujian DGA TDCG Berdasarkan gambar 4.5 mengenai data hasil pengujian dan analisa sampel minyak secara mandiri dengan alat DGA transport x portabel, bahwa kondisi konsentrasi gas yang terlarut dalam sampel minyak tersebut yaitu kondisi caution (hati-hati).
3.4 Interpretasi Data Hasil Uji Dissolved Gas
Analysis (DGA)
3.4.1 Metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG)
Analisa data dari sampel minyak transformator AV 04 Subtation Harbour dengan metode TDCG. Tabel 4.1 merupakan data hasil pengujian minyak transformator AV 04 Subtation Harbour sebelum dilakukan separator/purifikasi dengan kondisi temperatur minyak transformator 220C dan sesudah dilakukan separator dengan kondisi temperatur sampel minyak transformator 38 0C.
Tabel 3.1Hasil Pengujian Sampel Minyak Transformator TDCG
Menurut standar IEEE C57.104-1991 tentang batas konsentrasi gas individual dan TDCG bahwa :
1. Transformator AV 04 Subtation Harbour 20 MVA sebelum separator termasuk dalam kategori kondisi 2, meskipun besar TDGC masih tergolong kondisi normal yaitu 233 ppm (kurang dari 720 ppm atau kondisi 1) dan konsentrasi air sebesar 30 ppm juga dalam kondisi normal sesuai IEC : 60814 (batas limitnya 40 ppm) tetapi terdapat salah satu konsentrasi gas yang sudah melebihi normalnya (2500 ppm) yaitu gas karbon dioksida (CO2) sebesar 3045 ppm. Dalam kondisi 2 menunjukkan tingkat gas mulai tinggi dimana gas-gas yang terlarut mudah terbakar. Ada kemungkinan timbul gejala-gejala kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Berarti harus dilakukan pengambilan sampel DGA setidaknya cukup sering untuk menghitung jumlah angkatan gas per hari untuk masing-masing gas yang terlarut dan direkomendasikan juga untuk segera dilakukan filtering minyak atau pemurnian minyak transformator tersebut.
2. Transformator AV 04 Subtation Harbour 20 MVA sesudah dilakukan separator termasuk dalam kategori kondisi 1, dimana Total gas terlarut yang mudah terbakar atau nilai TDGC dan konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) tidak melebihi batas level normal yaitu 720 untuk level TDCG dan 2500 ppm untuk gas karbon dioksida (CO2). Hal tersebut menunjukkan bahwa transformator tersebut beroperasi dengan baik atau normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan/investigasi kondisi gas-gas tersebut.
3.4.2 Metode Key Gas (Gas Kunci)
Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 –104.1991 sebagai gas-gas yang tebentuk pada minyak transformator yang secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur.
Tabel 4.2 Hasil Pengujian DGA Kandungan Gas Metode Key Gas
Berdasarkan data gas terlarut key gas didapatkan grafik sebagai berikut :
Gambar 3.3 Diagram Gas Terlarut Key Gas Interpretasi data hasil uji DGA minyak transformator AV 04 Subtation Harbour dengan metode Key Gas IEEE std.C57 –104.1991 : 1. Isolasi minyak transformator sebelum dilakukan separator mengalami kegagalan thermal selulosa. Dikarenakan kandungan gas terlarut pada isolasi minyak transformator tersebut terdiri dari senyawa CO dan CO2 dalam jumlah besar atau senyawa yang dominan. Hal tersebut terbentuk karena panas yang berlebih pada kertas selulosa transformator beroperasi dengan beban lebih atau beroperasi dengan suhu tinggi, yang mengakibatkan isolasi kertas mengalami kerusakan.. Gas kunci : karbon monoksida ± 88,4 %.
2. Sedangkan kondisi Isolasi minyak transformator setelah dilakukan separator termasuk dalam kondisi normal dikarenakan jumlah kandungan gas terlarut dalam isolasi minyak transformator tersebut tidak ada yang dominan atau tidak ada yang khas dan semua kandungan gas terlarut dalam kondisi tidak melampaui batas normalnya.
3.4.3 Metode Roger’s Ratio
Metoda rasio roger adalah membandingkan jumlah dari berbagai gas berbeda dengan membagi satu gas dengan yang lainnya, hal ini membentuk sebuah rasio perbandingan antara satu gas dengan yang lain Metode ini menggunakan rasio tiga buah gas yaitu C2H2 /C2H4, CH4 /H2 dan C2H4 /C2H6.
Tabel 3.3 Nilai Perbandingan Fault Gas dan Digit Kode dari Sampel Minyak
Interpretasi data hasil uji DGA minyak transformator AV 04 Subtation Harbour dengan metode Roger’s Ratio :
1. Isolasi minyak transformator sebelum separator bahwa nilai perbandingan fault gas C2H2/C2H4 sebesar 0,5 (1) perbandingan fault gas CH4/H2 sebesar 0,230 (0) dan perbandingan fault gas C2H4/C2H6 sebesar 0,8 (0) didapatkan kode ratio 1 0 0, tetapi kode 1 0 0 tidak terdapat pada tabel tipe gangguan sesuai standar IEEE. Hal tersebut kemungkinan munculnya kode 0 ini pada perbandingan fault gas CH4/H2 diakibatkan oleh gas-gas yang timbul mayoritas dihasilkan oleh proses dekomposisi kertas. Kondisi kegagalan ini terindikasi dari naiknya konsentrasi fault gas CH4/H2 normalnya bernilai 1, dimana nilai ini tergantung dari berbagai faktor seperti kondisi konservator, selimut N2, temperatur minyak dan kualitas minyak. Bila dilihat dari data fault gas, terdapat produksi gas CO dan CO2 yang begitu besar. Permasalahan ini disebabkan karena pelepasan muatan disebabkan oleh perforasi dari isolasi padat yang diakibatkan oleh sparking atau arching biasanya menimbulkan gas CO dan CO2. Munculnya permasalahan ini bisa dijadikan pendekatan sesuai dengan tabel analisis roger’s ratio dengan kode 1 1 0 yang mengindikasikan kegagalan High energy partial discharge.
2. Isolasi minyak transformator sesudah di separator bahwa nilai perbandingan fault gas C2H2/C2H4 sebesar 0,5 (1) perbandingan fault gas CH4/H2 sebesar 0,20 (0) dan perbandingan fault gas C2H4/C2H6 sebesar 0,33 (0). Dengan mengacu tabel range kode Roger’s Ratio didapatkan kode 1 0 0, tetapi kode 1 0 0 tidak terdapat pada tabel tipe
gangguan sesuai standar IEEE. Munculnya kode 0 dari perbandingan fault gas CH4/H2 ini dikarenakan CH4/H2 normalnya bernilai 1, dimana nilai ini tergantung dari berbagai faktor seperti kondisi konservator, selimut N2, temperatur minyak dan kualitas minyak. Munculnya permasalahan ini bisa dijadikan pendekatan sesuai dengan tabel analisis roger’s dengan kode 1 1 0 yang mengindikasikan Low energy partial discharge. Dimana dalam hal ini terjadi peningkatan kadar air dari sebelum separator sampai setelah separator (30 ppm ke 36 ppm). Kemungkinan hal ini disebabkan udara yang terjebak dalam sistem isolasi atau minyak mengandung banyak kadar air pada saat pengambilan sampel minyak. Tetapi kondisi ini bisa juga dikatakan normal, karena nilai-nilai fault gas yang terkandung dalam sampel minyak transformator tidak melampaui batas sesuai standar IEEE.
3.4.3 Metode Kode Rasio IEC 559 - 1978 & REVISI 1997
Tabel 3.4 Nilai Rasio Fault Gas Sampel Minyak
Interpretasi data hasil uji DGA minyak transformator AV 04 Subtation Harbour dengan metode Kode Ratio IEC 559 - 1978 & REVISI 1997 :
1. Kondisi dari minyak transformator sebelum dilakukan separator terdiagnosa terjadinya CD (Cellullose Degradation / penurunan lapisan film) OHC (Over Heating Cellulose / panas berlebih pada lapisan film) dan OH (Over Heating). Dalam hal ini dikarenakan nilai perbandingan fault gas CO/CO2 adalah 0,07 < 0,2 dan nilai konsentrasi gas CO adalah 206 ppm > 200 ppm. 2. Kondisi minyak transformator setelah dilakukan separator berdasarkan diagram alir diagnosa test DGA sesuai IEC 559 - 1978 & REVISI 1997 adalah tidak terdiagnosa terjadinya gejala atau kegagalan apa-apa pada atau dalam kondisi normal dan baik untuk melanjutkan operasi transformator tersebut. Dalam hal ini tidak ada nilai rasio & konsentrasi yang sesuai dengan diagram alir diagnosa test DGA sesuai IEC 559 - 1978 & REVISI 1997.
3.4.5 Metode Duval’s Triangle
Tabel 3.5 Jumlah Gas Terlarut dalam %
Berdasarkan analisa menggunakan Segitiga Duval, bahwa isolasi minyak transformator sebelum dan sesudah dilakukan separator terdapat ketentuan dari kondisi minyak transformator tersebut belum terlampaui yaitu sesuai standar IEEE masih dalam kategori kondisi 2 dan 1 atau belum mencapai kondisi 3, dan tingkat kenaikan gas terlarut untuk setiap bulannya tidak bisa didapatkan dikarenakan tidak ada sampel yang tepat untuk membandingkan (dalam hal ini hanya menggunakan 2 sampel yang berbeda keadaan). Analisa Segitiga Duval dengan tanpa menentukan indikasi dengan metode standar IEEE terlebih dahulu dapat digunakan dengan melihat tabel 4.10 batas individual gas yaitu slah satu gas individu tidak dalam kondisi ditingkat L1 dan tingkat genaresai gas terlarut juga tidak dalam tingkat G2.
Untuk itu metode Segitiga Duval dalam menentukan indikasi kegagalan minyak transformator tersebut (2 sampel minyak transformator sebelum dan sesudah diseparator) belum bisa digunakan atau tidak dapat terindikasi dengan tepat.
3.5 Pemurnian Minyak Transformator 3.5.1 Recondition (Memperbaharui Minyak)
Suatu cara atau proses untuk menghilangkan kelembaban (kandungan air) dan material yang keras (Solid) dengan cara mekanis.Sebagai contoh dalam pembeharuan minyak yaitu dengan cara purifikasi atau separator yaitu pemurnian minyak atau pemisahan minyak dari kelembaban (kandungan air)dan material lain dengan cara sirkulasi dari transformator ke alat separator dan sebaliknya.
Ada 3 proses penting dalam purifikasi/separator minyak transformer antara lain :
a. Heating
Minyak dipanaskan secara terus menerus dari proses awal hingga akhir dengan temperatur yang konstan. Proses ini untuk memisahkan air dengan minyak, dimana air akan menjadi uap, sedangkan minyak transformer tetap pada komposisi semula
dan juga menguraikan asam yang terkandung didalam minyak.
b. Pengkabutan
Setelah minyak dalam kondisi panas maka minyak akan dikabutkan . Hal ini untuk memisahkan antara oil dan uap, setelah itu divacum dengan tekanan, sehingga uap air dan kandungan asam dapat terurai dan terpisah dari minyak.
c. Penyaringan ( filter press )
Setelah minyak trpisah dari uap air dan asam, minyak transformer tersebut disaring dan dipadatkan . Hal ini dilakukan untuk mencegah gelembung udara.
3.5.1 Reklamasi/Regenerasi
(Mengembalikan Kemurnian Minyak)
Suatu cara atau proses yang bertujuan memurnikan secara keseluruhan yang bertujuan mengembalikan kandungan kimia dari minyak transformator . Cara ini dilakukan dengan menambah bahan kimia.
IV. KESIMPULAN
1. Interpretasi hasil uji DGA dengan metode Total Dissolved Combustible Gas (TDCG), Key Gas, Roger’s Ratio, Rasio kode IEC 559 - 1978 & REVISI 1997 bahwa :
a. Sampel minyak transformator sebelum separator termasuk dalam kategori kondisi 2 lebih tepatnya terjadi kegagalan thermal sellulosa. Hal tersebut disebabkan karena kandungan gas terlarut pada isolasi minyak transformator tersebut terdiri dari senyawa CO dan CO2 dalam jumlah besar. Terbentuknya senyawa tersebut karena panas yang berlebih pada kertas sellulose, transformator beroperasi dengan beban lebih atau beroperasi dengan suhu tinggi Berarti harus dilakukan pengambilan sampel DGA setidaknya cukup sering dan direkomendasikan juga untuk segera dilakukan filtering minyak atau pemurnian minyak transformator tersebut.
b. Sampel minyak transformator sesudah dilakukan separator termasuk dalam kategori kondisi 1 atau transformator beroperasi dengan baik atau normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan/investigasi kondisi gas-gas tersebut.
2. Analisa Duval triangle pada sampel minyak transformator sebelum dan sesudah separator belum bisa digunakan atau tidak dapat terindikasi
dengan tepat. Karena syarat ketentuan dari batas individual gas metode Duval Triangle belum terlampaui dan juga kondisi minyak transformator tersebut dengan menggunakan metode TDCG dan Key Gas (Standar IEEE ) belum mencapai kondisi
DAFTAR PUSTAKA
[1].
Bates Danny, 2004 DGA in a Box Autility’s Perspective : _____, Alabama Power Company[2].
Duval Michel. 2006. Dissolved Gas Analysis and the Duval Triangle. Diakses pada tanggal 18 Desember 2013 jam 17:07 WIB.
www.avo.nz/techpaper/2006-conference/2006-Conference_Duval.pdf
