23
BAB III
METODA PENGUJIAN DAN STANDAR YANG DIGUNAKAN
3.1 Proses Pengujian DGAPengujian DGA adalah salah satu metoda yang banyak diterapkan untuk mengetahui kondisi gangguan terkini dalam suatu transformator. Proses pengujian dapat dilakukan dengan cara pengambilan sampel minyak dari suatu trafo, kemudian sample ini akan diuji dalam suatu alat yang dinamakan DGA (Dissolved gas Analysis). Dari hasil pengujian ini akan didapat data kandungan gas terlarut yang kemudian dapat dianalisa apakah kondisi gas terlarut tersebut masih dalam kondisi normal atau tidak
Gambar 3.1 Diagram alir proses pengujian DGA Mulai Pengambilan Sampel Minyak Ekstraksi Gas Interprestasi data TDCG TDCG > 720 Analisa Minyak Trafo Interprestasi data TDCG A A Kesimpulan dan saran Selesai
4 Diagram dimension 9149425 5 Date of manufacturs 5/1981 6 Total weight 3.500 kg
7 Weight of oil 800 kg
8 Untanking weight 1.600 kg
9 Rating ONAN 1.250 kVA
10 Rating ONAF 1.500 kVA
11 Copper/oil temperatur rise 60/55 oC 12 Ambient temperatur max 45 oC 13 connection Dyn 11 14 Impedance voltage 6 % 15 Changes under cover
(connection) voltage rate No load taps Voltage (V) Current (A) Power (kVA) ∆ ONAN 1 6930 104,1 1250 2 6765 106,7 3 6600 109,3 4 6435 112,3 5 6270 112,2 ∆ ONAF 1 6930 125 1500 2 6765 123 3 6600 131,2 4 6435 134,6 5 6270 135,1
3.3 Proses pengujian oli sampel menggunakan Transport X 3.3.1 Proses pengambilan sampel oli pada trafo
Dalam proses pengambilan oli sampel hal yang harus diperhatikan adalah kondisi oli yang akan kita ambil harus terjamin tidak terkontaminasi oleh zat-zat lain bahkan udara sekitar pun tidak boleh terbawa masuk kedalam syringe sehingga kita dapat mengetahui konsisi yang sebenarnya dari kualitas sampel oli yang kita ambil.
25
Gambar 3.2 Proses pengambilan oli sampel Adapapun proses pengambilan sampel oli sebagai berikut :
1. Buka baud/penutup oli pada trafo, kemudian masukan selang putih pada lubang baud/penutup yang telah dibuka.
2. Buka secara perlahan transformator valve. Sehingga oli trafo dapat menggalir kedalam syringe, jangan lupa pada 3 way stopcock valve atur pada posisi pengisian.
3. Setelah proses pengisian menunjukan pada angka 50 ml. Tutup transformator valve. Kemudian lepasan selang dari lubang penutup/baud dan tutup/pasang kembali baud penutup pada trafo dan pastikan kondisinya rapat.
3.3.2 Proses pengujian oli sampel
Adapun untuk proses pengujiannya adalah sebagai berikut :
1. Pasang dan masukan kabel power transport x kedalam setop kontak. Kemudian switch on transport x, maka akan terlihat kondisi layar LCD touch screen nya seperti gambar dibawah ini.
Gambar 3.3 Transport X
2. Pada layar LCD ada pilihan Main menu untuk menentukan langkah pertama pengujian yaitu dengan meyentuh layar pada pilihan ‘Start New Measurenment’ yang berada di icon yang tertera disebelah kiri layar.
Gambar 3.4 Pilihan Main menu pada layar LCD
3. Setelah ‘start new measurenment’ di sentuh maka akan tampil seperti gambar 3.4. karena menggunakan sampel oli tarfo, maka sentuh pilihan ‘Transformator’ kemudian pilih dan sentuh ‘next’.
27
Gambar 3.5 Equipment Type
4. Kemudian akan muncul pilihan seperti pada gambar 3.5. pada menu “equipment location” pilih “add new” (bila membuat database baru) tulis nama trafo nama substation, kemudian tekan “next”.
Gambar 3.6 Menu Equipment Location
5. Menu “Equipment ID”, tekan “add new” (bila membuat database baru) tulis nama trafo atau tag number, tegangan, daya, dan no. Seri kemudian tekan “next”.
Gambar 3.7 Menu Equipment ID
6. Pilih jenis pengujian berdasarkan sampel. Karena penulis menggunakan sampel oli trafo sehingga pilih ‘Drain’. Kemudian pilih ‘next’ dan pilih ‘oli sample’.
Gambar 3.8 Menu Equipment sampling point
7. Pada menu sampel source pilih jenis pengujian yang akan dilakukan apakah menguji minyak trafo atau menguji dari trafo (gas bucholz). Karena menguji minyak trafo maka pilih Oil sample lalu tekan “next”.
29
Gambar 3.9 Pilihan oli sample dan gas sample 8. Pada menu “optional detail”, lakukan hal berikut :
a. tekan “comment”, tulis keterangan tambahan yang diperlukan (contoh : maintenance atau overhaul), kemudian tekan “OK”.
b. tekan “extraction temperatur”. Tulis temperatur minyak saat pengambilan sampel, kemudian tekan “OK”.
Gambar 3.10 Menu Optional detail
9. Proses pengecekan konfirmasi kembali database yang telah diisi, bila sudah benar tekan “next”.
Gambar 3.11 Menu details transformator
10. Sebelum melakukan instruksi sesuai gambar 3.10. pastikan botol lid assembly sudah bersih dari minyak trafo pengujian sebelumnya. Kemudian ikuti instruksi sesuai dengan yang tertera pada layar.
Gambar 3.12 menu install bottle
11. Masukan pengaduk / magnetic stirrer ke dalam botol, tutup kembali dengan tutup botol ekstraktor. Kemudian letakan pada tempat (holder) pada alat test Transport X (seperti gambar 3.12). dan sambungkan 1 probe untuk temperatur. Kemudian bila semunya sudah siap tekan “next”.
31
Gambar 3.13 botol ekstraktor pada holder
12. Bila sudah ada insturksi untuk memasukan minyak ke dalam botol Lid Assembly menggunakan syringe, dalam memasukkan minyak pastikan penekanan syringe tidak terlalu cepat.
Gambar 3.15 Proses memasukan minyak sampel kedalam botol lid assembly
14. Tunggu sekitar 20 menit, bila telah selesai maka akan muncul kondisi gas terlarut seperti gambar 3.15 berikut ini.
33
3.4 Metoda Interpretasi data uji DGA
Terdapat beberapa metode untuk melakukan interpretasi data dan analisis seperto yang tercantu pada IEE std.C7 – 104.1991 dan IEC 60599, yaitu :
3.4.1 Standar IEEE (TDCG)
Analisa jumlah total gas terlarut yang mudah terbakar / TDCG (Total Dissolved Combustible gas) aakn menunukan keadaan transformator.
Tabel 3.2 batas konsentarsi gas terlarut berdasarkan IEEE std.C57 – 104.1991
Kondisi H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG 1 100 120 35 50 65 350 2500 720 2 101 - 700 121-400 35 –50 51-100 66 –100 351 – 570 2501-4000 721 -1920 3 701 - 1800 401 – 1000 51 –80 101 – 150 101 –150 571 – 1400 4001 – 10000 1921 – 4630 4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630 *) karbondioksida (CO2) saja tidak termasuk kategori TDCG.
Catatan : kondisi 1 = kondisi normal
Kondisi 2 = Tingkat TDCG mulai tinggi Kondisi 3 = Waspada, dekomposisi isolasi Kondisi 4 = Kerusakan Isolasi
Standar IEEE akan menetapkan tindakan operasi yang harus dilakukan pada bagian kondisi.
3.4.2 Key Gas
Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 – 104.1991 sebagai gas-gas yang terbentuk pada transformator pendingin minyak yang secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur.
Corona (Low Energy PD)
Hydrogen (H2)
with small quantities of C2h6 and C2H4. CO and CO2 may be comparable if cellulose is involved. H2 : 85 % CH4 : 13% Overheating of Oil Ethylene (C2H4)
Large amount of C2H4, less amount of C2H6, some quantities of CH4 and H2 C2H4 : 63% C2H6 : 19% Overheating of Cellulose Carbon Monoxide (CO)
Large amount of CO and CO2,
hydrocarbon gases may exist. CO : 92 %
Dari table diatas dapat dibuat diagram batang sebagai berikut :
1. Arcing
Gambar 3.17 Diagram batang arcing
Diagram batang diatas menunjukan kondisi umum terjadinya arcing adalah dengan tingginya kandungan gas H2 (60%) dan diikuti dengan munculnya gas C2H2 (30%) yang menjadi ciri utama terjadinya arcing, serta diikuti pula
0 60 5 2 3 30 0 20 40 60 80 100 CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 RELAT IVE PROPORTIONS ( % ) GAS ARCING IN OIL KEY GAS
35
kandungan gas yang lain (CH4, C2H6, C2H4) walaupun kandungannya relatife lebih sedikit.
2. Corona / partial discharge
Gambar 3.18 Diagram batang corona
Terjadinya corona /partial discharge adalah ditandai dengan dominanya gas H2 (85%) dan diikuti dengan gas CH4 (13%). Sehingga bila terjadi partial discharge gas utama yang dominan adalah hidrogen (H2).
3. Overheating of oil
Gambar 3.19 Diagram batang overheating in oil
Diagram ini menunjukan overheating of oil bila kandungan gas C2H4 nya dominan (63%) dan diikuti dengan munculnya gas-gas H2 (2%), CH4 (16%), dan C2H6 (19%). 0 85 13 1 1 0 0 20 40 60 80 100 CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 RELATI VE PROPORTI ONS (%) GAS CORONA IN OIL / PARTIAL DISCHARGE
KEY GAS 0 2 16 19 63 0 0 20 40 60 80 100 CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 RELATIV E PROPORTIO N S (%) GAS OVERHEATED IN OIL KEY GAS
Gambar 3.20 Diagram batang overheating of cellulose Overheating of cellulose merupakaan pemansan pada isolasi kertas, indikasi umumnya adalah meningkatnya gas CO (92%). Gas ini biasanya dipicu oleh faktor pembebanan pada trafo.
3.4.3 Roger’s Ratio
Berikut ini adalah bebrapa table yang berkaitan dengan metoda Roger’s ratio :
Tabel 3.4 Tabel Ratio Roger’s
Code range of ratio C2H2/ C2H4
CH4/ H2
C2H4/ C2H6
Detection limit and 10 x detection limit are shown bellow :
C2H2 1 ppm 10 ppm C2H4 1 ppm 10 ppm CH4 1 ppm 10 ppm H2 5 ppm 50 ppm C2H6 1 ppm 10 ppm <0.1 0.1-1 1-3 >3 0 1 1 2 1 0 2 2 0 0 1 2
Case Fault type Problems found
0 No fault 0 0 0 Normal aging
1 Low energy partial discharge
1 1 0 Electric discharges in bubbles, cused by insulation voids or super gas saturation in oil or cavitation (from pumps) or high moisture in oil (water vapor bubbles). 2 High energy
partial discarge
1 1 0 Same as above but leading to tracking or perforation of solid cellulose insulation by sparking, or arcing: this generally produces CO and CO2.
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 REL A GAS
37
3 Low energy discharge sparjing, arcing
1-2 0 1-2 Continuous sparking in oil between bad connectons of different potential or floating potential (poorly grounded shield etc); breakdown of oil dielectric between solid insulation materials. 4 High energy
discharge, arching
1 0 2 Discharge (arcing) with power follow through; arcing breakdown of oil between windings or coils, or between coils and ground, or load tap changer arching across the contacts during switching with the oil leaking into the main tank.
5 Thermal fault lessthan 150OC (see note 2)
0 0 1 Insulated conductor overheating; this generally produces CO and CO2 because this type of fault generally involves cellulose insulation. 6 Thermal fault
temp. Range 150-300 OC (see note 3)
0 2 0 Spot overheating in the core due to flux concerntrations. Tems below are in order of increasing temperatures of hot spots. Small hot spots in core. Shorted laminations in core. 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 flus in the tank.
These pronlems may inbolve cellulose insulation which will produce CO and CO2. 7 Thermal fault temp. Range 300-700 OC 0 2 1 8 Thermal fault temp range over 700 OC (see note 4)
0 2 2
Tabel 3.5 code definition of Rogers refined ratio method [Rogers75]
Gas Ratio Range Code
CH4/H2 (R1)
not greater than 0.1 5 between 0.1 and 1.0 0 between 1.0 and 3.0 1 not less than 3.0 2 C2H6/CH4
(R4)
less than 1.0 0
not less than 3.0 2
Tabel 3.6 Diagnosis of Roger refined ratio method [Roger 75]
R1 R4 R5 R2 Diagnosis
0 0 0 0 normal deterioration 5 0 0 0 partial discharge
1 or 2 0 0 0 slight overheating - below 150 C (?) 1 or 2 1 0 0 slight overheating - 150 - 200 C (?)
0 1 0 0 slight overheating - 200 - 300 C (?) 0 0 1 0 General conductor overheating 1 0 1 0 Winding circulating currents
1 0 2 0 core and tank cirulating currents, overheated joints 0 0 0 1 flashover without power follow through
0 0 1 or 2 1 or 2 arc with power follow through
0 0 2 2 continuous sparking to floating potential 5 0 0 1 or 2 partial discharge with tracking (note CO)
3.4.4 Duval’s Triangel
39
Kordinat segitiga :
% CH4 = CH4/(CH4+C2H4+C2H2)*100% %C2H4 = C2H4/(CH4+C2H4+C2H2)*100% %C2H2 = C2H2/(CH4+C2H4+C2H2)*100%
Kode gangguan yang dapat dideteksi dengan Dissolved Gas Analysis (DGA) menggunakan metode segitiga ini :
1. PD = Discharge sebagian 2. D1 = Discharge energi rendah 3. D2 = Discharge energi tinggi
4. T1 = Thermal faults pada temperatur < 300OC
5. T2 = Thermal faults pada temperatur 300 OC<T<700 OC
6. T3 = Thermal Faults pada temperatur > 700 OC 7. Zona DT = Campuran termal dan electrical fault.
