BAB II
LANDASAN TEORI
2.1 Transformator Tenaga
Transformator tenaga adalah suatu peralatan tenaga listrik yang berfungsi untuk mengubah tegangan tinggi ke tegangan yang lebih rendah atau sebaliknya.
Transformator ini biasanya digunakan pada pemakaian daya baik transmisi maupun distribusi tenaga listrik. Beberapa alasan digunakannya transformator, antara lain :
1. Tegangan yang dihasilkan sumber tidak sesuai dengan tegangan pemakai (lebih tinggi atau lebih rendah).
2. Biasanya sumber listrik jauh dari pemakai sehingga perlu tegangan tinggi (pada jaringan transmisi).
3. Kebutuhan pemakai/beban memerlukan tegangan yang bervariasi. 2.2 Prinsip Kerja Transformator
Prinsip kerja suatu transformator adalah induksi bersama (mutual induction) antara dua rangkaian yang dihubungkan oleh fluks magnet. Dalam bentuk sederhana, transformator terdiri dari dua buah kumparan yang secara listrik terpisah tetapi secara magnet dihubungkan oleh suatu alur induksi. Jika salah satu kumparan dihubungkan dengan sumber tegangan bolak – balik, fluks bolak –
Gambar 2.1 Rangkaian transformator
Berdasarkan hukum Faraday yang menyatakan magnitude dari electromotive force (emf) proporsional terhadap perubahan fluks terhubung didapatkan persamaan :
…………... (2.1)
Dimana :
e = emf sesaat (instantaneous emf)
ϕ = Fluks terhubung (linked flux)
E1 = Tegangan sisi primer
E2 = Tegangan sisi sekunder
N1 = Jumlah lilitan primer
2.3 Bagian – bagian Transformator
Transformator terdiri dari :
2.3.1 Bagian utama
Bagian utama transformator adalah inti besi yang berfungsi untuk mempermudah jalan fluksi, yang ditimbulkan oleh arus listrik yang melalui kumparan. Dibuat dari lempengan – lempengan besi tipis yang berisolasi, untuk mengurangi panas (sebagai rugi – rugi besi) yang ditimbulkan oleh Eddy Current.
Gambar 2.2 Inti besi dan laminasi
kumparan sekunder yang diisolasi baik terhadap inti besi maupun terhadap antar kumparan dengan isolasi padat seperti karton, pertinak dan lain – lain. Kumparan tersebut sebagai alat transformasi tegangan dan arus.
Gambar 2.3 Kumparan Fasa RST
2.3.3 Bushing
Hubungan antara kumparan transformator dan ke jaringan luar melalui sebuah bushing yaitu sebuah konduktor yang diselubungi oleh isolator yang konstruksinya dapat dilihat pada gambar 2.4. Bushing sekaligus berfungsi sebagai penyekat antara konduktor tersebut dengan tangki transformator.
Gambar 2.4 Bushing
Pada bushing dilengkapi fasilitas untuk pengujian kondisi bushing yang sering disebut center tap.
2.3.4 Tangki Konservator
Tangki konservator berfungsi untuk menampung minyak cadangan dan uap/udara akibat pemanasan trafo karena arus beban. Di antara tangki dan transformator dipasangkan relai bucholz yang akan menyerap gas produksi akibat kerusakan minyak.
Gambar 2.5 Konservator Minyak Transformator
2.3.5 Peralatan Bantu Pendinginan Transformator
Pada inti besi dan kumparan – kumparan akan timbul panas akibat rugi – rugi tembaga. Maka panas tersebut mengakibatkan kenaikan suhu yang berlebih. Hal ini akan merusak isolasi, maka untuk mengurangi kenaikan suhu yang berlebihan tersebut transformator perlu dilengkapi dengan alat atau sistem pendingin untuk menyalurkan panas keluar transformator. Media yang dipakai pada sistem pendingin dapat berupa udara/gas, minyak, dan air.
Pada cara alamiah, pengaliran media sebagai akibat adanya perbedaan suhu media dan untuk mempercepat pendinginan dari media – media (minyak-udara/gas) dengan cara melengkapi transformator dengan sirip – sirip (radiator). Bila diinginkan penyaluran panas yang lebih cepat lagi, cara manual dapat dilengkapi dengan peralatan untuk mempercepat sirkulasi media pendingin dengan pompa – pompa sirkulasi minyak, udara, dan air, cara ini disebut
pendingin paksa (Forced). Macam – macam sistem pendingin transformator dapat dilihat pada tabel 2.1
Tabel 2.1 Macam – macam Sistem Pendingin Transformator
No. Macam – macam sistem pendingin transformator MEDIA Di dalam transformator Di luar transformator Sirkulasi alami Sirkulasi paksa Sirkulasi alami Sirkulasi paksa 1. AN ‐ ‐ Udara ‐ 2. AF ‐ ‐ ‐ Udara
3. ONAN Minyak ‐ Udara ‐
4. ONAF Minyak ‐ ‐ Udara
5. OFAN ‐ Minyak Udara ‐
6. OFAF ‐ Minyak ‐ Udara
7. OFWF ‐ Minyak ‐ Air
8. ONAN/ONAF Kombinasi 3 dan 4
9. 0NAN/OFAN Kombinasi 3 dan 5
10. ONAN/OFAF Kombinasi 3 dan 6
11. ONAN/OFWF Kombinasi 3 dan 7
Contoh sistem pendinginan transformator dapat dilihat pada gambar 2.6 di bawah ini:
Gambar 2.6 Pendingin Transformator Type OFAF
2.3.6 Tap Changer (On Load Tap Changer)
Kualitas operasi tenaga listrik jika tegangan nominalnya sesuai ketentuan, tapi pada saat operasi terjadi penurunan tegangan sehingga kualitasnya menurun untuk itu perlu alat pengatur tegangan agar tegangan selalu pada kondisi terbaik, konstan dan kontinu. Untuk itu transformator dirancang sedemikian rupa sehingga perubahan tegangan pada salah satu sisi input berubah tetapi sisi outputnya tetap. Alat ini disebut sebagai sadapan pengatur tegangan tanpa terjadi pemutusan beban maka disebut On Load Tap Changer (OLTC). Pada umumnya OLTC tersambung pada sisi primer dan jumlahnya tergantung pada perancang dan perubahan sistem tegangan pada jaringan, yang kontruksinya dapat dilihat pada gambar 2.7
Gambar 2.7 On Load Tap Changer (OLTC)
2.3.7 Alat Pernapasan (Dehydrating Breather)
Sebagai tempat penampungan pemuaian minyak isolasi akibat panas yang timbul maka minyak ditampung pada tangki yang disebut konservator. Pada konservator ini permukaan minyak diusahakan tidak boleh bersinggungan dengan udara karena kelembapan udara yang mengandung uap air akan mengontaminasi minyak walaupun prosesnya berlangsung cukup lama.
Untuk mengatasi hal tersebut udara yang masuk ke dalam tangki konservator pada saat minyak dingin diperlukan suatu media pengisap kelembapan yang digunakan adalah silicagel. Kontruksi alat pernapasan transformator dapat dilihat pada gambar 2.8
Gambar 2.8 Konstruksi Alat Pernapasan Transformator
2.3.8 Indikator – indikator
Thermometer
Alat ini berfungsi untuk mengukur tingkat panas dari transformator baik panasnya kumparan primer dan sekunder juga minyak. Thermometer ini bekerja atas dasar air raksa (mercuri/Hg) yang tersambung dengan tabung pemuaian dan tersambung dengan jarum indikator derajat panas. Beberapa thermometer dikombinasikan dengan panas dari resistor khusus yang tersambung dengan transformator arus, yang terpasang pada salah satu fasa (fasa tengah) dengan demikian penunjukan yang diperoleh adalah relatif terhadap kebenaran dari panas yang terjadi. Gambar konstruksi thermometer dapat dilihat pada gambar 2.9
Gambar 2.9 Thermometer Permukaan minyak
Alat ini berfungsi untuk penunjukkan tinggi permukaan minyak yang ada pada konservator. Ada beberapa jenis penunjukkan seperti penunjukkan langsung yaitu dengan cara memasang gelas penduga pada salah satu sisi konservator sehingga akan mudah mengetahui level minyak. Sedangkan jenis lain jika konservator dirancang sedemikian rupa dengan melengkapi semacam balon dari bahan elastis dan diisi dengan udara biasa dan dilengkapi dengan alat pelindung seperti pada sistem pernapasan sehingga pemuaian dan penyusutan minyak udara yang masuk ke dalam balon dalam kondisi kering dan aman. Gambar konstruksinya dapat dilihat pada gambar 2.10
Gambar 2.10 Alat ukur penunjukan tinggi permukaan minyak 2.3.9 Peralatan Proteksi Internal
Pressure Relief Device
Prinsip kerjanya yaitu menjaga trafo dari tekanan minyak yang berlebih. Dari segi konstruksi, Pressure Relief Device menggunakan spring/pegas untuk menjaga peralatan ini tetap menutup. Ketika tekanan minyak di dalam tangki naik melebihi nilai setting pegas akan membuat peralatan membuka sehingga minyak dibuang keluar dan kontak mikro akan beroperasi untuk memberi sinyal trip.
2.3.10 Minyak Transformator
Di dunia ketenagalistrikan jenis transformator yang banyak digunakan untuk melayani konsumen umumnya dipakai transformator jenis terendam minyak (type basah), sedangkan transformator kering (dry type) umumnya banyak dipakai di industri, perkantoran, gedung, karena selain ramping pemasangan juga tidak memerlukan tempat yang luas (transformator jenis ini dipasang secara in door). PLN dalam operasionalnya lebih banyak menggunakan trafo jenis basah dan pemasangannya dilakukan di luar gedung (out door).
Minyak transformator mempunyai dua fungsi utama yaitu sebagai media isolasi dan media pendingin. Syarat – syarat yang harus dipenuhi oleh minyak transformator yang baik adalah :
a. Minyak harus jernih (appereance)
Minyak isolasi harus jernih tidak boleh mengandung suspensi atau endapan (sediment).
b. Massa Jenis (density)
Massa jenis minyak dibatasi agar air dapat terpisah dari minyak isolasi dan tidak melayang. Pengukuran dilakukan di laboratorium dengan suhu media 20°C. Massa jenis minyak yang harus dipenuhi adalah d 0.895 gr/cm .
c. Tegangan Tembus (Break Down Voltage)
Setelah difilter = e50 kV/2.5 mm atau e 120 kV/mm d. Viscositas Kinematik (Kinematic Viscosity)
Viscositas atau kekentalan minyak memegang peranan penting dalam pendinginan, dipergunakan untuk menentukan klas minyak dan kurang dipengaruhi oleh kontaminasi atau kekeruhan. Viscositas pada suhu 20°C antara 25 d x d 40 cSt.
e. Titik Nyala (Flash Point)
Titik nyala yang rendah menunjukkan adanya kontaminasi zat yang mudah terbakar. Titik nyala yang disyaratkan dalam minyak isolasi adalah e 140° C
f. Titik Tuang (Pour Point)
Titik tuang dipakai untuk mengidentifikasi dan menentukan jenis peralatan yang akan menggunakan minyak isolasi. Nilai yang dipersyaratkan d-30° C
g. Angka Kenetralan (Neutralization Number)
Angka kenetralan merupakan angka yang menunjukkan penyusun asam minyak isolasi dan dapat mendeteksi kontaminasi minyak yang menunjukkan kecenderungan perubahan kimia atau cacat atau indikasi perubahan kimia dalam bahan tambah (additive).
Pada kondisi operasi trafo dalam keadaan bertegangan yang dialiri dengan arus listrik, maka panas yang timbul berkisar 60° C s/d 80° C. Panas ini disalurkan oleh minyak dengan cara konveksi dan radiasi ke udara melalui sirip – sirip pendingin. Keluar masuknya udara luar yang mengandung zat asam akan bercampur dengan minyak yang selanjutnya akan terjadi per-senyawaan asam dan air yang lambat laun akan menaikkan kadar asam. Bila hal ini dibiarkan terus – menerus, maka akan berakibat merusak isolasi minyak dan lilitan/kumparan trafo.
Viscositas minyak menjadi kental, daya pendinginan minyak akan berkurang dan tegangan tembus akan turun.
Angka kenetralan ini dapat dipakai sebagai petunjuk umum. Bila kadar minyak lebih besar dari angka 0,03 mgKOH/gr, maka minyak sudah harus diganti atau di filter (saring).
h. Korosi Belerang (Corrosiven Sulphur)
Pengujian ini untuk menunjukkan kemungkinan korosi yang dihasilkan dari adanya belerang (sulphur) bebas atau senyawa belerang yang tidak stabil dalam minyak.
Bila dalam minyak terkandung kadar belerang, maka akan terjadi ikatan ion S membentuk senyawa H2SO3 (akan terjadi korosif) atau gas H2S.
i. Faktor Kebocoran Dielektrik (Dielectric Dissipation Factor)
Harga yang tinggi dari faktor ini menunjukkan adanya kontaminasi atau hasil kerusakan (deterioration product) misalnya air, hasil oksidasi, logam alkali dll. Angka yang dipersyaratkan adalah d 0,05 menurut standar pengujian IEC 250.
j. Stabilitas / Kemantapan Oksidasi (Oxydation Stability)
Pengujian ini berguna untuk melihat apakah minyak tahan terhadap oksidasi. k. Kandungan Air (Water Content)
Adanya air dalam minyak isolasi akan menurunkan tegangan tegangan tembus dan tahanan jenis minyak isolasi, adanya air ini juga akan mempercepat kerusakan kertas pengisolasi (insulating paper).
m. Tegangan Permukaan (Interfacial Tension)
Adanya kontaminasi dengan zat yang terlarut (soluble contamination) atau hasil kerusakan minyak pada umumnya dapat menurunkan nilai tegangan permukaan ini juga akan menurunkan indikator yang peka bagi awal kerusakan minyak.
n. Kandungan Gas (Content Gas)
Adanya gas yang terlarut dan gas bebas dalam minyak isolasi dapat digunakan untuk mengetahui kondisi trafo.
2.4 Gas – gas Terlarut dalam Minyak Transformator
Minyak trafo merupakan sebuah campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon, dimana merupakan hasil tambang (minyak tambang) yang mengandung kelompok molekul CH3, CH2 dan CH yang terikat. Terjadinya kegagalan termal ataupun elektris pada transformator mengakibatkan pemecahan beberapa ikatan unsur hidrokarbon yang nantinya akan berkombinasi dan menghasilkan molekul-molekul gas mudah terbakar (combustible gas) yang dikenal dengan istilah fault gas.
Gas-gas tersebut sangatlah berbahaya apabila terkandung dalam jumlah yang banyak. Mengingat gas-gas tersebut mudah terbakar, apabila timbul percikan (misal patrial discharge) maka akan terjadi pembakaran yang dapat membahayakan trafo.
Semakin banyak jumlah ikatan karbon maka semakin banyak energi yang dibutuhkan untuk menghasilkan gas-gas tersebut. Gas Hidrogen (H2), Metana (CH4) dan Etana (C2H6) terbentuk oleh fenomena kegagalan 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.
Gambar 2.12 berikut menjelaskan jenis gas-gas yang timbul dan jumlah relatifnya yang terbentuk saat kenaikan temperatur.
Gas Hidrogen dan Metana mulai tebentuk pada temperatur sekitar 150° C. Gas Etana mulai terbentuk pada temperatur sekitar 250° C dan gas Etilen terbentuk pada temperatur 350° C. Setelah melewati titik maksimumnya maka pembentukan metana, etana dan etilen akan terus menurun seiring bartambahnya temperatur. 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 memacu pembentukan gas asetilen walaupun jumlahnya sedikit. Gas asetilen dalam jumlah besar dihasilkan jika temperatur di atas 700° C yang biasanya disebabkan karena busur api (arcing).
Gas etana dan etilen sering disebut sebagai "gas logam panas" (hot metal gases). Biasanya saat ditemukan adanya gas tersebut maka permasalahan yang timbul di dalam trafo umumnya melibatkan logam panas. Hal ini mungkin terjadi akibat adanya kontak yang buruk pada tap changer atau sambungan yang buruk pada suatu titik pada rangkaian di dalam transformator. Fluks magnetis bocor yang mengenai tangki transformator atau struktur magnetis lainnya juga memicu pembentukan gas tersebut. Penyebab lainnya adalah kerusakan pada rangkaian grounding sehingga muncul arus lebih yang bersikulasi karena tidak disalurkan ke tanah.
Material isolasi kertas biasanya merupakan substansi polimer yang struktur
kimianya [C12H14O4(OH)6]n dengan nilai n antara 300 sampai 750. Umumnya berbentuk siklis yang mengandung senyawa CH2, CH dan CO. Ikatan molekul C-O merupakan ikatan yang lemah, sehingga menghasilkan komponen pembentuk fault gas pada temperatur 100° C dan karbonasi sempurna dari isolasi kertas pada
temperatur 300° C. CO2 terbentuk pada temperatur rendah, sedangkan CO mulai terbentuk pada temperatur ≥ 200° C.
Mengidentifikasi serta menganalisis jenis dan jumlah fault gas pada transformator merupakan hal yang sangat penting karena jenis fault gas menunjukkan pemicu atau jenis kegagalan yang muncul sedangkan jumlah konsentrasi gas tersebut menunjukkan seberapa parah kegagalan tersebut.
Tabel 2.3 Gas Indikator Fault
Fault gas Indikator Utama Indikator sekunder H2 (Hidrogen) Korona Arcing, overheated oil
CH4 (Methana) Korona, arcing, dan overheated oil C2H6 (Ethana) Korona, overheated oil
C2H4 (Etilen) Overheated oil Korona, arching C2H2 (Acitelin) Arcing Overheated oil C0 (Karbon monoksida) Overheated kertas isolasi Arcing melibatkan kertas isolasi CO2 (Karbon dioksida) Overheated kertas isolasi O2 (Oksigen) Over pressure, system bocor N2 (Nitrogen) Over pressure, system bocor
bermasalah dan dapat mengindentifikasi kerusakan isolasi dan minyak transformator, overheating, hot spots, partial discharge, dan arcing. Kondisi minyak transformator yang baik mencerminkan baiknya kondisi transformator itu sendiri. Pengetesan sampel minyak trafo untuk analisa DGA dilakukan oleh Laboratorium Independen yang berkompeten. Indikator yang paling penting adalah laju terbentuknya individual dan total combustible gas (TCG) yang didasarkan pada standar IEC 60599 [1] dan IEEE C 57 - 104 [2].
2.5.1 Analisa Menggunakan Konsentrasi Gas Individu dan Total Dissolved Key Gas
Ada empat kondisi panduan DGA untuk menggolongkan resiko pada transformator dimana masalah – masalah sudah dipublikasikan didalam standar IEEE C57 - 104 . Panduan DGA menggunakan kombinasi konsentrasi dari individual gas dan total combustible gas sebagai indikator. Metode ini hanyalah salah satu alat yang digunakan untuk mengevaluasi gas terlarut didalam transformator. Empat kondisi dijelaskan seperti dibawah ini, dan level gas pada tabel 2.4 berikut dengan pengertiannya.
Tabel 2.4 Batasan Konsentrasi Gas Penting (ppm)
Status Hydrogen (H ) Methane (CH Acetylene (C H ) Ethelene (C H ) Ethane (C H ) Karbon monoksida (CO) Karbon dioksida (CO 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 2500‐ 4000 721‐ 1920 Kondisi 3 701‐1800 401‐ 1000 51‐80 101‐200 101‐ 150 571‐1400 4001‐ 10000 1921‐ 4630 Kondisi 4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630
Kondisi 1: Total dissolved combustible gas (TDCG) dibawah level ini mengindikasikan transformator beroperasi normal. Jika ada konsentrasi beberapa individual combustible gas melewati level seperti pada tabel 2.4 harus dilakukan investigasi tambahan.
Kondisi 2: TDCG pada skala ini mengindikasikan level gas melebihi batasan normal. Jika ada konsentrasi beberapa individual combustible gas melewati level seperti pada tabel 2.4 harus dilakukan investigasi tambahan. Kerusakan mungkin terjadi. Ambil sampel DGA untuk menghitung timbulnya gas per hari untuk setiap gas. (Lihat tabel 2.5 untuk rekomendasi frekuensi pengambilan sampel DGA dan aksi apa yang harus dilakukan).
Kondisi 3: TDCG pada skala ini mengindikasikan terjadinya dekomposisi pada isolasi kertas dan atau minyak. Jika ada konsentrasi beberapa individual combustible gas melewati level seperti pada tabel 2.4 harus dilakukan investigasi tambahan. Kerusakan mungkin terjadi. Ambil sampel DGA untuk menghitung timbulnya gas per hari untuk setiap gas.
Kondisi 4: TDCG dalam skala ini mengindikasikan dekomposisi yang berlebihan pada isolasi kertas dan atau minyak. Jika transformator terus beroperasi akan mengakibatkan kerusakan yang fatal.
Tabel 2.5 Tindakan berdasarkan pada Dissolved Combustible Gas Kondisi Level TDCG atau Individual Gas tertinggi* (lihat tabel 2.2) Laju timbulnya TDCG (ppm per hari) Jeda Pengambilan Sampel dan Tindakan yang diperlukan Jeda Sampel Prosedur Operasi Kondisi 1 TDCG < 720 ppm atau * <10 Tahunan, 6 bulan untuk transformator tegangan ektra tinggi Operasi normal berlanjut 10‐30 Triwulan >30 Setiap bulan Peringatan. Analisa individual gas . Atur beban trafo Kondisi 2 TDCG=721‐ 1920 ppm atau * <10 Triwulan Peringatan. Analisa individual gas . Atur beban trafo 10‐30 Bulanan >30 Bulanan Kondisi 3 TDCG=1941‐ 2630 ppm atau * <10 Setiap bulan Peringatan ekstrim. Analisa individual gas. Rencanakan stop trafo. Minta saran dari pabrikan dan konsultan. 10‐30 Setiap minggu >30 Setiap minggu Kondisi 4 TDCG>4639 ppm atau * <10 Mingguan Peringatan ekstrim. Analisa individual gas. Rencanakan stop trafo. Minta saran dari pabrikan dan konsultan 10‐30 Harian >30 Harian Ganti trafo
Kenaikan yang cepat pada key gas dan laju gas yang diproduksi lebih penting dalam mengevaluasi sebuah transformator dari pada jumlah gas yang
terakumulasi. Satu yang jadi pertimbangan adalah acetylene (C H ). Naiknya konsentrasi gas ini diatas beberapa ppm mengindikasikan adanya busur listrik energi tinggi (high energy arcing). Jejak naiknya (beberapa ppm) bisa dihasilkan oleh kerusakan termal yang sangat panas (500 derajat celcius atau lebih). Jika C H ditemukan pada DGS, sampel minyak harus diambil tiap minggu atau bahkan setiap hari untuk menentukan dan memastikan apakah konsentrasi C H terus bertambah. Jika tidak ada penambahan acetylene dan levelnya dibawah kondisi 4, transformator dapat terus beroperasi. Namun, jika konsentrasi acetylene terus bertambah, transformator memilki sebuah busur listrik energi tinggi dan transformator harus cepat distop. Jika transformator tetap dioperasikan akan berakibat bencana ledakan tanki transformator.
2.5.2 Analisa Menggunakan Segitiga Duval
Michel Duval dari Hydro Quebec mengembangkan metode ini pada tahun 1960 menggunakan database dari ratusan DGA dan diagnosa masalah pada transformator. Saat ini, metode tersebut dimasukkan dalam Software Transformer Oil Analyst versi 4 (TOA 4), dikembangkan oleh Delta X Research dan digunakan oleh banyak industry untuk mendiagnosa masalah – masalah transformator. Metode ini sudah terbukti akurat dan dapat diandalkan selama bertahun – tahun dan sekarang menjadi popular. Metode dan bagaimana cara menggunakannya akan dijelaskan dibawah ini.
hidrokarbon atau hydrogen (H ) harus berada pada kondisi 3 menurut IEEE, dan kenaikan pada laju timbulnya gas (G2) dari tabel 2.4, sebelum masalahnya dapat dipastikan. Untuk menggunakan tabel 2.4 tanpa metode IEEE, setidaknya satu dari individual gas harus berada atau diatas level L1 dan laju timbulnya gas setidaknya pada G2. Batasan L1 dan laju gas yang dihasilkan dari tabel 2.4 lebih diandalkan dari metode IEEE; tetapi kita harus menggunakan kedua metode tersebut untuk memastikan bahwa masalah atau kerusakan terjadi.
Gambar 2.13 Segitiga duval Dimana :
PD = Partial Discharge
T1 = Thermal Fault kurang dari 300 °C T2 = Thermal Fault antara 300 °C s/d 700 °C T3 = Thermal Fault lebih dari 700 °C
D1 = Low Energy Discharge (Sparking) D2 = High Energy Discharge (Arcing) DT = Mix of Thermal and Electrical Faults
Tabel 2.6 Batasan L1 dan Laju Timbulnya Gas Per Bulan Gas L1 (ppm) G1 (ppm per bulan) G2 (ppm per bulan) H 100 10 50 CH 75 8 38 C H 3 3 3 C H 75 8 38 C H 75 8 38 CO 700 70 350 CO 7000 700 3500
2. Bila kemungkinan masalahnya sudah diketahui, gunakan jumlah total akumulasi dari tiga gas Segitiga Duval dan plot persentase dari total gas terebut pada segitiga untuk sampai pada diagnose. Sebuah contoh ditunjukan dibawah ini. Juga, hitung besarnya tiga gas yang digunakan didalam Segitiga Duval, yang timbul sejak kenaikan gas yang cepat bermula. Kurangi dengan jumlah gas yang dihasilkan sebelum terjadi kenaikan yang cepat akan memberikan jumlah gas yang timbul sejak kerusakan bermula. Instruksi dan sebuah contoh akan ditunjukkan dibawah ini.
a. Ambil jumlah (ppm) methane (CH ) didalam hasil DGA dan kurangi dengan jumlah methane dari DGA sebelumnya, sebelum terjadi kenaikan gas yang tiba – tiba. Ini akan memberikan banyaknya jumlah methane sejak masalah bermula.
b. Ulangi proses ini untuk dua gas yang tersisa lainnya, ethylene C H ) dan acetylene C H ).
4. Bagi setiap perbedaan individual gas dengan total perbedaan gas yang didapat pada langkah 3. Ini memberikan persentase kenaikan setiap gas dari total kenaikan gas.
5. Plot persentase dari setiap gas pada Segitiga Duval, diawali pada sisi yang diindikasikan bagi gas tertentu. Gambar garis melintangi segitiga untuk tiap gas paralel dengan tanda irisan yang ditunjukkan pada setiap sisi segitiga. Seperti contoh dibawah ini.
Bandingkan analisa gas akumulasi total dengan analisa yang didapatkan dengan menggunakan hanya naiknya gas setelah terjadi kerusakan. Jika kerusakan memang sudah ada untuk waktu yang lama, atau rate/laju timbulnya gas tinggi, dua diagnosa akan sama hasilnya. Jika analisanya tidak sama, selalu gunakan analisa yang hasilnya lebih parah dari dua analisa itu. Lihat contoh dibawah ini dimana analisa yang menggunakan naiknya gas adalah lebih parah daripada analisa yang menggunakan total gas akumulasi.
Contoh: Menggunakan gambar 2.14 diatas dan informasi dibawah ini, dua diagnosa transformator didapatkan. Analisa pertama (Titik 1), didapatkan menggunakan jumlah total dari tiga gas pada Segitiga Duval. Analisa kedua (Titik 2) didapatkan menggunakan jumlah naiknya gas diantara dua hasil DGA.
Gas DGA No.1 DGA No.2 Kenaikan
CH 142 192 50 C H 84 170 86 C H 4 7 3 CO 176 199 23 CO 1009 2326 1317 Total 230 369 139
Langkah untuk mendapatkan Diagnosa Pertama (Titik 1) pada Segitiga Duval (Gambar 2.14)
1. Gunakan gas total akumulasi pada DGA No.2 = 369
2. Bagi setiap gas dengan total gas untuk mendapatkan persentase dari setiap gas dari total gas.
%CH = 192/369 = 52%, %C H = 170/369 = 46%, %C H = 7/369 = 2%
3. Gambar tiga garis melintang Segitiga Duval dimulai dengan persentase yang didapat pada langkah no.2. Garis – garis ini harus digambar paralel dengan tanda irisan pada masing – masing sisi. Lihat garis
4. Titik 1 didapat dimana garis – garis berpotongan didalam daerah diagnosa T2, yang mengindikasikan adanya thermal fault antara 300 s/d 700 °C. Lihat gambar 2.18 diatas.
Langkah untuk mendapatkan Diagnosa Kedua (Titik 2) pada Segitiga Duval (Gambar 2.19)
1. Gunakan kenaikan total gas = 139.
2. Bagi kenaikan tiap gas dengan kenaikan total gas untuk mendapatkan persentase tiap kenaikan gas terhadap total kenaikan.
% kenaikan CH = 50/139 = 36%, % kenaikan C H = 86/139 = 62%, % kenaikan C H = 3/139 = 2%
3. Gambar tiga garis melintang Segitiga Duval dimulai dengan persentase kenaikan gas yang didapat pada langkah 2. Garis – garis ini harus digambar parallel dengan tanda irisan pada masing – masing sisi. Lihat garis putus – putus putih pada gambar 2.19 diatas. Untuk C H
memiliki persentase yang sama (2%) antara kedua langkah, dan oleh karena itu kedua garisnya pun sama.
4. Titik 2 didapatkan dimana perpotongan garis berada pada daerah diagnosa T3 yang mengindikasikan adanya thermal fault lebih besar dari 700 °C. Lihat gambar 2.18 diatas.
2.5.3 Analisa Menggunakan Rogers Ratio
Metode Rogers Ratio merupakan cara tambahan yang dapat digunakan untuk menganalisa kandungan gas terlarut didalam minyak transformator. Rogers Ratio membandingkan perbedaan jumlah gas dibagi satu dengan yang lainnya. Dari gambar 2.18, kita dapat melihat bahwa pada temperatur tertentu, salah satu gas
akan dihasilkan lebih banyak daripada gas yang lainnya. Rogers menggunakan hubungan ini dan menentukan bahwa pada kondisi ratio gas tertentu, maka kerusakan pada suatu temperatur telah terjadi. Dengan membandingkan sejumlah besar transformator dengan rasio gas yang sama dan data yang didapat ketika transformator didiagnosa. Rogers dapat mengatakan bahwa ada kerusakan pada transformator. Seperti analisa key gas diatas, metode ini bukanlah satu – satunya yang pasti akurat. Ini hanyalah sebagai cara tambahan dalam mendiagnosa dan menganalisa masalah pada transformator. Metode Rogers Ratio menggunakan tiga ratio key gas. Metode Rogers Ratio hanya efektif jika ratio gas jumlahnya tercapai. Sebaiknya jangan membuat keputusan berdasarkan ratio dimana jumlah gas yang dipakai untuk ratio itu jumlahnya kurang dari 10 kali jumlah gas yang dapat dideteksi oleh chromatograph. Sepuluh kali dari batasan individual gas ditunjukkan pada tabel 2.5 dibawah. Hal ini untuk meyakinkan ketidakakuratan instrument memiliki pengaruh yang kecil terhadap ratio gas.
Ketika terjadi kerusakan didalam transformator, tidak masalah jika gas terlarut jumlahnya minimum asalkan ratio gas tersebut valid.
Metode Rogers Ratio menggunakan tiga ratio gas berikut:
C H C H , CH H , C H C H
yang dihasilkan. Rogers Ratio hanya akan memberi kita sebuah indikasi dari suatu masalah tetapi tidak bisa memberi informasi kerusakan dari suatu transformator.
Tabel 2.7 Rogers Ratio untuk Gas
Code range of ratios C H C H CH H C H C H Detection limits and 10 x detection limits are shown below: C H 1 ppm 10 ppm C H 1 ppm 10 ppm CH 1 ppm 10 ppm H 5 ppm 50 ppm C H 1 ppm 10 ppm <0,1 0 1 0 0,1 ‐ 1 1 0 0 1 ‐ 3 1 2 1 >3 2 2 2
Case Fault Type Problem Found
0 No Fault 0 0 0 Normal aging 1 Low energy partial discharge 1 1 0 Electric discharges in bubbles, caused by insulation voids or super gas saturation in oil cavitation (from pump) or high moisture in oil (water vapor bubbles). 2 High energy partial discharge 1 1 0 Same as above but leading tracking or perforation of solid cellulose insulation by sparking, or arcing; this generally produce CO dan CO . 3 Low energy discharges, sparking, arcing 1‐2 0 1‐2 Continous sparking in oil between bad connections of different potential or to floating potential (poorly grounded shield etc); breakdown of oil dielectric between solid insulation materials. 4 High energy discharge, arcing 1 0 2 Discharges (arcing) with power follow through, arcing breakdown of oil between windings or coils, or between coils and ground, or load tap changer arcing across the contact during switching with the coil leaking into the main tank. 5 Thermal fault less than 150 °C (see note 2) 0 0 1 Insulated conductor overheating, this generally produce CO dan CO because this type of fault generally involves cellulose insulation. 6 Thermal fault temp. range 150 – 300 °C (see note 3) 0 2 0 Spot overheating in the core due to flux concentrations. Item below are in order of increasing temp or hot spots. Small hot spot in core. Shorted lamination in core.
7 Thermal fault temp. range 300 – 700 °C 0 2 1 Overheating of copper conductor from eddy currents. Bad connection on winding to Incoming lead, or bad contacts on load or no‐load tap changer. Circulating currents in core; this could be an extra core ground, (circulating currents in the tank and core); this could also mean stray flux in the tank. These problem may involve cellulose insulation which will produce CO and CO . 8 Thermal fault temp range over 700 °C 0 2 2
