1
Makalah Seminar Kerja Praktik
ANALISIS PENGUKURAN DAN PEMELIHARAAN TRANSFORMATOR DAYA DI PT. PLN (PERSERO) P3B JAWA BALI APP SEMARANG
Bayu Arie Wibowo (L2F006018)
Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Diponegoro
ABSTRAK
Saat ini, hampir semua lini kehidupan membutuhkan energi listrik. Salah satu indikator keandalan dan stabilitas sistem tenaga listrik adalah kontinuitas ketersediaan energi listrik. Keandalan dan stabilitas sistem sangat dipengaruhi oleh kualitas kerja dari setiap komponen perlatan dalam sistem tenaga listrik. APP Semarang merupakan bagian dari PT. PLN, memiliki tanggung jawab ikut menjaga kontinuitas ketersediaan energi listrik dengan melakukan pemeliharaan jaringan transmisi dan Gardu Induk di wilayah kerjanya, termasuk di dalamnya pemeliharaan setiap komponen peralatan tegangan tinggi di setiap Gardu Induk.
Transformator merupakan komponen penting dalam sistem tenaga listrik. Transformator berfungsi menyesuaikan nilai arus dan tegangan agar bisa digunakan sesuai kebutuhan pemakaian. Dalam operasi penyaluran tenaga listrik, transformator merupakan jantung transmisi dan distribusi. Karena itu transformator diharapkan dapat beroperasi secara maksimal, sehingga energi listrik dapat terjaga kontinuitas dan kualitasnya. Seperti halnya perlatan tenaga lsitrik yang lain, transformator dituntut untuk selalu bekerja dalam kondisi maksimal. Untuk itu, perlu adanya pemeliharan dan pemantauan kondisi transformator secara berkala.
Beberapa pengujian yang penting untuk memantau kondisi transformator adalah pengujian tahanan isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, pengujian SFRA, pengujian tangen delta, serta pengujian kualitas minyak isolasi. Untuk menguji kualitas minyak isolasi, dilakukan enam macam pengujian, yaitu pengujian warna, tegangan tembus, kadar air, kadar asam, tegangan antar muka, serta kandungan sedimen dalam minyak. Kata kunci : Pemeliharaan transformator, pengujian tahanan isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, SFRA,
pengujian tangen delta, pengujian karakteristik minyak transformator
I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
PT. PLN (persero) adalah BUMN yang bergerak di jasa penyediaan energi listrik. P3B Jawa-Bali adalah unit PLN yang mengelola operasi sistem tenaga listrik, pemeliharaan sistem transmisi, serta mengelola pelaksanaan transaksi tenaga listrik antara PLN dengan perusahaan pembangkit dan unit distribusi di Jawa-Bali. Saat ini P3B Jawa-Bali memiliki 5 APB dan 16 APP.
Fokus studi kerja praktik ini adalah analisis pengukuran dan pemeliharaan transformator daya di GI Sayung 150/20 kV milik PT. PLN (Persero) P3B Jawa-Bali yang berada di wilayah kerja APP Semarang. Pemeliharaan transformator daya sangat penting untuk menjaga efektivitas dan daya tahan peralatan sistem tenaga listrik, sehingga kontinuitas dan kualitas listrik yang dihasilkan tetap terjaga.
1.2 Tujuan
Tujuan kerja praktik ini adalah :
1. Mengetahui prinsip kerja transformator daya.
2. Memahami pedoman pemeliharaan transformator daya.
3. Menganalisis kondisi transformator daya berdasarkan pengujian sesuai pedoman pemeliharaan transformator daya.
1.3 Batasan Masalah
Laporan kerja praktik ini membahas prinsip kerja transformator dan hasil pengujian yang telah dilakukan, yakni pengujian tahanan isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, pengujian SFRA, pengujian tangen delta, dan oil quality test.
II. DASAR TEORI 2.1 Transformator
Transformator (trafo) daya adalah peralatan tenaga listrik yang berfungsi menyalurkan tenaga listrik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya.
2.2 Prinsip Kerja Transformator
Gambar 2.1. Rangkaian transformator
Belitan primer dihubungkan dengan sumber tegangan AC, sehingga mengalir arus AC di belitan primer.
Arus yang mengalir menyebabkan timbul fluks magnetik di belitan primer. Sesuai hukum Maxwell, .
Fluks magnetik membentuk sirkuit magnetik di inti besi.
Fluks magnetik yang mengalir di sirkuit magnetik akan menginduksi GGL di belitan sekunder berdasarkan hukum Faraday
dt d N . GGL yang dihasilkan sebanding besar perubahan fluks dan banyaknya lilitan. GGL yang terbentuk karena induksi elektomagnetik menimbulkan arus di belitan sekunder.
2
2.3 Bagian-bagian Transformator2.3.1 Inti Besi
Inti besi adalah media jalannya flux yang timbul akibat induksi arus AC pada kumparan yang mengelilingi inti besi sehingga menginduksi kembali kumparan yang lain.
2.3.2 Belitan/Kumparan
Belitan transformator terdiri dari beberapa lilitan berisolasi yang membentuk suatu kumparan, diisolasi terhadap inti besi dan kumparan yang lain. 2.3.3 Bushing
Bushing merupakan penghubung antara belitan dengan jaringan luar. Bushing terdiri dari sebuah konduktor yang diselubungi isolator. 2.3.4 Pendingin
Timbul panas pada inti besi akibat rugi tembaga dan rugi besi. Untuk menghindari kenaikan suhu berlebihan, trafo dilengkapi sistem pendingin sehingga panas dapat keluar dari trafo. 2.3.5 Tangki dan Konservator
Bagian trafo yang terendam minyak isolasi umumnya berada di dalam tangki. Konservator digunakan untuk menampung minyak trafo saat mengalami pemuaian karena kenaikan suhu. 2.3.6 Alat Pernafasan (Silica Gel)
Kontaminasi udara luar yang lembab akan menurunkan tegangan tembus. Untuk mencegah hal itu, pada ujung pipa penghubung udara luar dilengkapi alat pernafasan berupa tabung berisi kristal zat hygroskopis (silica gel).
2.3.7 Minyak Traformator
Berfungsi untuk mengisolasi kumparan dalam trafo agar tidak terjadi loncatan bunga api listrik, sekaligus sebagai pendingin yang meminimalisir panas yang timbul saat trafo bekerja. 2.3.8 Indikator
Untuk mengawasi trafo yang sedang beroperasi, dipasang indikator berupa :
Indikator suhu minyak
Indikator permukaan minyak
Indikator kedudukan tap 2.3.9 Tap Changer
Tap changer adalah penyesuai rasio
transformasi untuk mendapatkan tegangan operasi sekunder yang diinginkan dari jaringan tegangan primer yang berubah-ubah.
Gambar 2.2. Bagian-bagian transformator Keterangan :
1. Mounting flange
2. Tangki transformator 3. Inti besi (core)
4. Konservator
5. Sirip radiator (Radiator Fin) pendingin 6. Belitan/kumparan (winding)
7. LV bushing 8. HV bushing 9. Terminal connection
10. Carriage 11. Baut pada core 12. Header 13. Termometer 14. Relay bucholz 15. Silica gel (breathe)
2.4 Pemeliharaan Traformator Daya Transformator daya memerlukan pengujian, perawatan, serta pengarsipan data hasil uji guna menghilangkan potensi-potensi sebab kerusakan. Jenis program pengujian yang dilakukan :
2.4.1 In Service Inspection
Inspeksi yang dilakukan saat trafo dalam kondisi operasi (in service). Tujuannya untuk mendeteksi secara dini ketidaknormalan yang mungkin terjadi tanpa melakukan pemadaman. 2.4.2 In Service Measurement
Pengukuran yang dilakukan saat trafo dalam keadaan in service. Tujuannya untuk mengetahui kondisi trafo lebih dalam tanpa melakukan pemadaman.
2.4.3 Shutdown Testing / Measurement
Pengukuran yang dilakukan saat trafo padam, seperti saat pemeliharaan rutin maupun saat investigasi ketidaknormalan.
III. UJI KONDISI TRAFO
3.1 Pengujian Tahanan Isolasi Belitan Pengujian ini menggunakan alat ukur megger untuk memperoleh nilai tahanan isolasi belitan trafo antara bagian yang bertegangan (fasa) terhadap ground maupun antar belitan primer, sekunder, dan tertier. Pengujian ini dilakukan untuk mengetahui besar kebocoran arus (leakage current) pada isolasi belitan primer, sekunder, atau tertier.
Test index polarisasi dilakukan untuk menguji ketahanan isolasi trafo.
dimana :
R10 = nilai tahanan isolasi pengukuran menit
kesepuluh (Ω)
R1 = nilai tahanan isolasi pengukuran menit
pertama (Ω)
Tabel 3.1. Data hasil pengujian tahanan isolasi belitan URAIAN KEGIATAN KONDISI AWAL SETELAH TRAFO OFF
Suhu : º C 1 Mnt 10 Mnt Ip 1 PRIMER - TANAH (MΩ) 514 740 1,44 2 SEKUNDER - TANAH (MΩ) 334 510 1,53 3 TERTIER - TANAH (MΩ) 319 555 1,74 4 PRIMER - SEKUNDER (MΩ) 441 705 1,60 5 PRIMER - TE T E (MΩ) 813 1140 1,40 6 SEKUNDER - TE T E (MΩ) 435 605 1,39
3
Tabel 3.2. Klasifikasi kondisi hasil uji nilai indexpolarisasi
Kondisi Index Polarisasi
Berbahaya < 1,0
Jelek 1,0 – 1,1
Dipertanyakan 1,1 – 1,25
Baik 1,25 – 2,0
Sangat Baik > 2,0 Dari data di atas disimpulkan bahwa kebocoran arus masih dalam batas wajar sehingga trafo aman untuk diberi tegangan dan terhindar dari kegagalan isolasi. Hal ini karena nilai index polarisasi (IP) dari tahanan isolasi belitan trafo masih dalam batas kondisi baik yaitu di atas 1,25.
3.2 Pengujian Ratio Tegangan
Pengujian ini dilakukan untuk mengetahui perbandingan tegangan dengan jumlah belitan
sebenarnya pada trafo, sehingga dapat mendiagnosa masalah antar belitan dan sistem isolasi pada trafo.
Ratio yang akan dibandingkan adalah nilai awal dengan nilai pengujian terakhir. Sehingga dapat diketahui ratio trafo tersebut masih normal atau tidak. Persamaan dasar transformator adalah :
dimana :
E2 = tegangan pada sisi sekunder
E1 = tegangan pada sisi primer
N2 = banyaknya belitan pada sisi sekunder
N1 = banyaknya belitan pada sisi primer
K = konstanta (ratio) transformator
Idealnya trafo memiliki daya masukan sama dengan daya keluaran (input VA = output VA), dirumuskan :
V1 I1 = V2 I2 atau
Tabel 3.3. Data hasil pengujian ratio tegangan POSISI
TAP
TEGANGAN RATIO HASIL PENGUKURAN
NAME PLATE NAME PLATE RATIO DEVIASI %
PRIMER SEKUNDER R S T R S T R S T 16L 150.000 18.000 8,3333 8,3616 8,3594 8,3678 0,34 0,31 0,41 15L 150.000 18.125 8,2759 8,3024 8,3027 8,3097 0,32 0,32 0,41 14L 150.000 18.250 8,2192 8,2446 8,2448 8,2528 0,31 0,31 0,41 13L 150.000 18.375 8,1633 8,1895 8,1878 8,1959 0,32 0,30 0,40 12L 150.000 18.500 8,1081 8,1332 8,1313 8,1400 0,31 0,29 0,39 11L 150.000 18.625 8,0537 8,0781 8,0761 8,0848 0,30 0,28 0,39 10L 150.000 18.750 8,0000 8,0232 8,0227 8,0303 0,29 0,28 0,38 9L 150.000 18.875 7,9470 7,9699 7,9697 7,9771 0,29 0,29 0,38 8L 150.000 19.000 7,8947 7,9174 7,9160 7,9239 0,29 0,27 0,37 7L 150.000 19.125 7,8431 7,8657 7,8643 7,8718 0,29 0,27 0,37 6L 150.000 19.250 7,7922 7,8137 7,8109 7,8198 0,28 0,24 0,35 5L 150.000 19.375 7,7419 7,7636 7,7617 7,7695 0,28 0,26 0,36 4L 150.000 19.500 7,6923 7,7124 7,7118 7,7201 0,26 0,25 0,36 3L 150.000 19.625 7,6433 7,6639 7,6632 7,6701 0,27 0,26 0,35 2L 150.000 19.750 7,5949 7,6155 7,6142 7,6214 0,27 0,25 0,35 1L 150.000 19.875 7,5472 7,5675 7,5666 7,5735 0,27 0,26 0,35 LN 150.000 20.000 7,5000 7,5193 7,5190 7,5256 0,26 0,25 0,34 N 150.000 20.000 7,5000 7,5202 7,5187 7,5262 0,27 0,25 0,35 RN 150.000 20.000 7,5000 7,5190 7,5189 7,5261 0,25 0,25 0,35 1R 150.000 20.125 7,4534 7,4736 7,4722 7,4791 0,27 0,25 0,34 2R 150.000 20.250 7,4074 7,4272 7,4259 7,4336 0,27 0,25 0,35 3R 150.000 20.375 7,3620 7,3816 7,3811 7,3876 0,27 0,26 0,35 4R 150.000 20.500 7,3171 7,3370 7,3356 7,3424 0,27 0,25 0,35 5R 150.000 20.625 7,2727 7,2925 7,2916 7,2985 0,27 0,26 0,35 6R 150.000 20.750 7,2289 7,2484 7,2478 7,2552 0,27 0,26 0,36
4
7R 150.000 20.875 7,1856 7,2054 7,2039 7,2106 0,28 0,25 0,35 8R 150.000 21.000 7,1429 7,1629 7,1614 7,1683 0,28 0,26 0,36 9R 150.000 21.125 7,1006 7,1206 7,1199 7,1264 0,28 0,27 0,36 10R 150.000 21.250 7,0588 7,0790 7,0779 7,0855 0,29 0,27 0,38 11R 150.000 21.375 7,0175 7,0375 7,0375 7,0438 0,28 0,28 0,37 12R 150.000 21.500 6,9767 6,9974 6,9961 7,0028 0,30 0,28 0,37 13R 150.000 21.625 6,9364 6,9568 6,9557 6,9632 0,29 0,28 0,39 14R 150.000 21.750 6,8966 6,9177 6,9154 6,9229 0,31 0,27 0,38 15R 150.000 21.875 6,8571 6,8779 6,8765 6,8847 0,30 0,28 0,40 16R 150.000 22.000 6,8182 6,8395 6,8371 6,8458 0,31 0,28 0,41Sesuai standar, toleransi yang diizinkan untuk deviasi ratio tegangan adalah 0,5 %. Dari data di atas disimpulkan bahwa semua ratio tegangan trafo di semua tap masih normal, sehingga trafo masih layak untuk dioperasikan.
3.3 Pengujian SFRA
Sweep Frequency Response Analyzer
adalah alat yang bisa memberikan indikasi perubahan parameter adanya perubahan inti dan belitan trafo tanpa membongkar bagian dalam trafo, melalui serangkaian pengujian sehingga dapat diketahui bagaimana suatu belitan memberi respon sinyal dalam berbagai variasi frekuensi.
3.3.1 Faktor yang Mempengaruhi Performa Kerja Transformator
Terdapat tiga faktor yang dominan : 1. Masa pakai alat
Semakin tua usia trafo, kemungkinan penurunan kualitas kerja semakin besar. 2. Transportasi
Relokasi trafo memungkinkan terjadinya perubahan struktur dalam trafo akibat goncangan yang terjadi selama transportasi. 3. Gangguan kerja
Gangguan atau fenomena lain yang memungkinkan gangguan trafo terjadi.
3.3.2 Kerusakan Transformator
Saat trafo bekerja, terdapat gaya yang menimbulkan tekanan pada trafo (dynamic force). Semakin besar energi yang diterima trafo, dynamic
force yang timbul semakin besar. Kerusakan yang
mungkin timbul pada transformator antara lain : 1. Inti Trafo (Core)
Konstruksi inti trafo berupa lembaran-lembaran besi yang direkatkan menjadi sebuah inti besi. Gangguan dapat menyebabkan pergeseran lembaran-lembaran ini. Jika jarak antar lembaran berubah, kapasitansi total pada inti juga berubah. Selain itu, gangguan juga dapat menyebabkan laminasi antar lembaran terbakar.
Gambar 3.1. Laminasi yang terbakar
2. Kumparan (Winding)
Kerusakan yang mungkin terjadi : a. Short Sirkuit
Terjadi jika isolasi konduktor terkelupas, konduktor satu dan lainnya terhubung. b. Open Sirkuit
Kebalikan dari short sirkuit, terjadi jika kawat konduktor putus.
c. Deformasi Radial
Gambar 3.2. a. Lekukan karena gaya b. Lekukan bebas
Deformasi radial adalah perubahan susunan jari-jari kumparan pada kumparan.
Gambar 3.3. Deformasi radial pada kumparan d. Deformasi Axial
Terjadi ketika kumparan bergeser ke atas atau ke bawah.
Gambar 3.4. Deformasi axial pada kumparan 3. Penyambungan (Clamping)
Banyak sekali komponen trafo yang harus mengalami penyambungan, misal antar lembaran inti, sambungan kumparan dengan bushing, sambungan kumparan inti dengan tap changer.
4. Bushing
Gangguan trafo dapat menyebabkan bushing terbakar dan melengkung.
5
(a) (b)
Gambar 3.5. (a) Bushing yang terbakar (b) Bushing yang melengkung Identifikasi kondisi transformator dengan SFRA dibagi berdasarkan range frekuensi. Setiap range frekuensi menginterpretasikan karakteristik kerusakan yang berbeda-beda. Terdapat 4 pembagian range frekuensi :
1. < 2 kHz : deformasi inti, open sirkuit, short sirkuit,
residual magnetism
2. 2 s/d 20 kHz : deformasi axial dan radial, gangguan penyambungan
3. 20 s/d 400 kHz : deformasi tap winding 4. 400 kHz - 2 MHz : grounding dan
kerusakan pada bushing
Interprestasi hasil uji SFRA dapat dilakukan dengan 3 metode, yaitu :
1. Membandingkan Hasil Uji dan Data Awal Penguji membandingkan grafik hasil uji dengan data awal (base line). Data awal, idealnya adalah data saat trafo baru selesai dirakit dan belum mengalami relokasi. 2. Membandingkan Hasil Uji dan Sister Unit
Sister unit adalah trafo dengan spesifikasi
sama dan dirakit oleh perusahaan yang sama. Idealnya, sister unit yang digunakan dalam kondisi baru dan belum direlokasi. 3. Membandingkan Hasil Uji Antar Fasa
Metode ini diambil jika trafo belum memiliki base line dan tidak ada trafo sejenis yang dapat dijadikan sister unit.
Hasil uji yang disertakan dalam laporan pemeliharaan ada 2 grafik, yaitu magnitude graph dan phase graph. Pada pemeliharaan trafo di Gardu Induk 150/20 kV Sayung, didapatkan hasil uji :
Gambar 3.6. Magnitude graph trafo 30 MVA GI Sayung Laporan ini mendiagnosa kumparan primer dengan metode perbandingan fasa. Dari grafik 3.6, harus dipisahkan dulu grafik kumparan primernya.
Gambar 3.7. Grafik magnitude R-S-T primer Trafo yang baik, pada grafik kumparan primernya, fasa R berimpit dengan fasa T, sedangkan fasa S berada sedikit di bawahnya, dengan pola dan lekukan hampir sama dengan fasa lain. Dari grafik di atas, terlihat grafik fasa R dan T berimpit. Diagnosa awal, kumparan primer trafo ini secara umum baik. Metode perbandingan fasa dilakukan dengan membandingkan 2 fasa-2 fasa.
a. Fasa R – T
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh grafik magnitude untuk fasa R – T primer sebagai berikut :
Gambar 3.8. Grafik magnitude R-T primer
Gambar 3.9. Hasil analisis R-T primer b. Fasa R – S
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh grafik magnitude untuk fasa R – S primer sebagai berikut : 0 -20 -40 -60 -80 -100 M a g n it u d e ( d B ) 100 1 k 10 k 100 k 1 M Frequency (Hz)
[R-N [open]] [S-N[open]] [T-N [open]] [r-n [open]] [s-n [open]] [t-n [open]] [tert T1-r,s short]] [Tertier T1-T2 [open]] [Tert T1-s,t short] [Tert T1- r,t short] [R-r[IW]] [S-s [IW]] [T-t [IW]]
6
Gambar 3.10. Grafik magnitude R-S primerGambar 3.11. Hasil analisis R-S primer c. Fasa S – T
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh grafik magnitude untuk fasa S – T primer sebagai berikut :
Gambar 3.12. Grafik magnitude S-T primer
Gambar 3.13. Hasil analisis S-T primer Dari tiga perbandingan fasa di atas, dengan DL/T 911-2004 Analyzer didapatkan hasil :
Tabel 3.4. Perbandingan hasil antar fasa Fasa yang Dibandingkan Kondisi Range Freakuensi R – T Light Distortion 1 – 100 kHz R – S Light Distortion 1 – 100 kHz S – T Light Distortion 1 – 100 kHz
Tabel 3.4 menyatakan adanya gejala distorsi ringan pada kumparan primer di semua perbandingan fasa. Gejala terjadi pada range frekuensi 1 – 100 kHz. Kemungkinan kerusakan ringan yang terjadi pada kumparan primer trafo adalah deformasi pada inti, deformasi kumparan, ataupun deformasi pada tap winding.
3.4 Pengujian Tangen Delta
Pengujian tangen delta merupakan pengukuran kerugian dielektrik untuk mengetahui kualitas isolasi belitan dengan mengukur arus bocor kapasitif. Trafo yang diuji dianggap kapasitor murni. Jika kapasitor murni diberi tegangan AC sinusoidal maka arusnya akan mendahului tegangan 90°. Berlaku hubungan antara Ic dan V :
Ic = ω.CV
Karena kehilangan daya dielektrik, sudut arus mendahului tegangan tidak lagi 90°. Faktor daya dari kapasitor adalah cos . Dan adalah sudut fasa dari kapasitor.
Sudut kehilangan daya (loss angle) adalah = 90° - . Sehingga faktor daya bisa ditulis sebagai sin . Dalam kapasitor sempurna, = 90° sehingga
= 0. Karenanya kehilangan daya dalam kapasitor sempurna adalah nol. Besar kehilangan daya dielektrik karena kapasitor yang tidak sempurna :
PD = V IR = V I cos = V I sin
Gambar 3.14. Komponen pada kapasitor yang tidak sempurna
Komponen pada kapasitor tidak sempurna dijelaskan pada gambar 3.14, dan diagram fasornya pada gambar 3.15. I V IR IC Tangen sudut yang dihitung δ
Tangen Delta (δ) = IR/IC
Gambar 3.15. Diagram fasor pada kapasitor yang tidak sempurna
7
ω δArus total diperoleh dari :
sehingga
Tangen Delta () = dimana :
IC = Arus kapasitor (Ampere)
IR = Arus resistan (Ampere)
ω = 2πf
PD = Power Disappear (Watt) Tan = Dissipation factor Tabel 3.5. Data hasil pengujian tangen delta
URAIAN KEGIATAN KONDISI
AWAL PRIMER 10,1 kV TAN ( % ) CAP ( nF ) UST A CHL 0,28 7,243 UST B CHT 0,05 105.9 pF UST A + B CHL + CHT 0,26 7,352 GST A + B CHG + CHL + CHT 0,36 10,9 GSTg A CHT + CHG 0,47 3,653 GSTg B CHL + CHG 0,37 10,79 GSTg A + B CHG 0,51 3,546
SEKUNDER 6.11 kV TAN ( % ) CAP
( nF ) UST A CLH 0,18 7,253 UST B CLT 1,10 717.0 pF UST A + B CLH + CLT 0,32 8,016 GST A + B CLG + CLH + CLT 0,40 26,93 GSTg A CLT + CLG 0,45 19,93 GSTg B CLH + CLG 0,34 25,66 GSTg A + B CLG 0,52 18,44 TERTIER TAN ( % ) CAP ( nF ) UST A CTH 0,03 106.1 pF UST B CTL 0,23 4,116 UST A + B CTH + CTL 0,02 4,236 GST A + B CTG +CTH + CTL 0,28 26,18 GSTg A CTH + CTG 0,35 26,05 GSTg B CTL + CTG 0,28 22,06 GSTg A + B CTG 0,30 21,94
Sesuai standar, trafo baru dinyatakan baik jika hasil uji tangen deltanya kurang dari 0.5 %. Sedangkan trafo yang sudah beroperasi, interpretasi hasil uji tangen deltanya sebagai berikut :
Tabel 3.6. Klasifikasi hasil uji tangen delta
Hasil Uji Kondisi
< 0,5 % Bagus
≥ ,5 - 0,7 % Mengalami penurunan ≥ ,7 - 1,0 % Perlu investigasi
≥ , Jelek, perlu reklamasi Dari hasil uji di atas disimpulkan bahwa kualitas isolasi belitan baik dan trafo masih layak operasi. Rata-rata hasil uji < 0,5 % (normal). Tetapi ada beberapa yang melebihi batas normal (> 0,5 %) yaitu CHG primer, CLT sekunder, dan CLG sekunder sehingga perlu diteliti lebih lanjut seperti melakukan pengujian tahanan isolasi dan lain-lain.
3.5 Oil Quality Test
Oil quality test (uji karakteristik minyak)
melingkupi beberapa pengujian, yakni pengujian warna, pengujian tegangan tembus, pengujian kadar air, pengujian kadar asam, pengujian tegangan antar muka (Interfacial Tension), dan pengujian sedimen.
Tabel 3.7. Data hasil pengujian karakteristik minyak Properties Hasil Pengujian Nilai Satuan Warna 2,3 Tegangan Tembus (BDV) 74,6 kV/2,5 mm Kadar Air 52 °C 16,73 ppm 20 °C 4,6818 ppm
Kadar Asam 0,05 MgKOH/g
Tegangan Antar Muka (IFT) 34,5 mN/m
Sedimen
Berat Sedimen 0,0278 g
0,0332 Wt % Berat Sampel 83,624 g
3.5.1 Pengujian Warna Minyak
Tingkat warna mengindikasikan kadar karbon, partikel isolasi, dan material terlarut. Minyak yang gelap menunjukkan telah terjadi oksidasi pada minyak trafo.
Gambar 3.16. Skala warna standar minyak trafo Tabel 3.8. Identifikasi warna minyak trafo
Nilai Identifikasi Warna Minyak
Penampakan
Warna Minyak Diagnosa
1-2,5 Kuning pucat Baik
2,5 – 3,5 Kuning terang Wajar / Cukup
3,5 – 6 Kuning sawo Sedang
6 - 10 Coklat kehitaman Jelek
Nilai uji warna minyak 2,3 secara fisik berwarna kuning pucat dan dinyatakan masih baik. 3.5.2 Pengujian Tegangan Tembus
Pengujian ini memberi tegangan frekuensi sistem ke minyak sampel di antara dua elektrode.
8
Tabel 3.9. Standar tegangan tembus minyakTegangan Operasi Trafo Kondisi Minyak Baik Wajar/ Cukup Buruk kV/2,5 mm kV/2,5 mm kV/2,5 mm 500 kV > 60 50 – 60 < 50 150 kV > 50 40 – 50 < 40 70 kV > 40 30 - 40 < 30
Diperoleh hasil uji tegangan tembus 74,6 kV/2,5 mm. Sesuai standar, minyak tersebut layak pakai karena masih di atas prasyarat ketegori baik. 3.5.3 Pengujian Kadar Air
Air dan oksigen dalam minyak menyebabkan korosi, membantuk asam dan endapan, serta menurunkan usia trafo. Satuan hasil pengujian ini adalah ppm (part per million), perbandingan mg kadar air terhadap 1 kg minyak.
Tabel 3.10. Standar kadar air dalam minyak Standar Pengujian Kadar Air Tegangan Sistem (kV) < 69 69 – 288 > 345 ASTM D-1533 35 % 25 % 20 %
Standar kadar air pada minyak trafo tegangan sistem 150 kV adalah < 25 ppm. Dari pengujian diperoleh hasil 16,73 ppm pada suhu 52° C dan 4,6818 ppm pada suhu 20° C. Dengan demikian kondisi minyak masih baik karena kadar airnya masih dalam batas yang diperbolehkan. 3.5.4 Pengujian Kadar Asam
Pengujian ini dilakukan untuk mencari angka kenetralan/bilangan asam, yakni menghitung jumlah kalium hidroksida (KOH) yang dibutuhkan (dalam mg) untuk menetralkan asam dalam 1 gram minyak uji. Angka kenetralan yang menunjukkan penyusun asam minyak trafo dapat mendeteksi kontaminasi minyak, menunjukkan kecenderungan perubahan kimia, cacat, atau indikasi perubahan kimia dalam bahan tambahan (additive).
Tabel 3.11. Standar angka kenetralan dan tingkat keasaman minyak trafo
Angka Kenetralan Tingkat Keasaman
0 - 0,05 Sangat basa 0,05 – 0,1 Basa 0,1 – 0,15 Agak basa 0,15 – 0,20 Netral 0,20 – 0,25 Agak asam 0,25 – 0,30 Asam 0,30 – 0,40 Sangat asam Hasil pengujian lapangan menunjukkan angka kenetralan minyak 0,05 mgKOH/g pada suhu 52° C. Hasil tersebut menandakan minyak trafo masih baik dan dapat digunakan kembali.
3.5.5 Pengujian Tegangan Antar Muka (Interfacial Tension / IFT)
Pengujian ini mencari keberadaan polar
contaminant terlarut dari hasil proses pemburukan.
Nilai IFT dipengaruhi banyaknya partikel kecil hasil oksidasi pada minyak dan kertas isolasi.
Tabel 3.12. Identifikasi nilai IFT minyak trafo
IFT Status
Minyak Kondisi Transformator 30 - 45 Sangat
Baik Baik
27 - 30 Baik Terdapat lumpur terlarut dalam minyak
24 - 27 Cukup Baik
Isolasi dilapisi asam, lumpur siap mengendap
dalam transformer 18 - 24 Jelek Lumpur dalam radiator, inti
besi, dan kumparan trafo
14 - 18 Sangat Jelek
Lumpur mengeras dan berlapis, kemampuan isolasi
melemah 9 - 14 Resiko
Tinggi
Radiator tertutup lumpur, suhu operasi meningkat
< 9 Tak Layak Pakai
Dimungkinkan terjadi kerusakan pada
transformator Hasil uji di lapangan menunjukkan nilai IFT 34,5 mN/m pada suhu 52° C. Sesuai tabel 3.12, minyak trafo masih sangat baik dan dapat digunakan kembali.
3.5.6 Pengujian Sedimen (Sludge)
Pengujian ini bertujuan mengukur banyak zat pengotor minyak, dengan membandingkan berat endapan yang tersaring dengan minyak sample.
Standar persentase zat pengotor minyak trafo yang dibolehkan maksimal 0,05 wt %. Minyak dengan kandungan sedimen di atas itu tidak layak pakai dan harus direklamasi. Dari hasil uji 83,624 g sampel minyak trafo, ditemukan sedimen 0,0278 g atau 0,0332 wt %. Karena jumlah endapan masih di bawah 0,05 %, minyak masih dapat digunakan.
IV PENUTUP 4.1 Kesimpulan
1. Pengujian yang dilakukan selama penulis kerja praktik adalah pengujian tahanan isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, pengujian SFRA, pengujian tangen delta, serta pengujian karakteristik minyak isolasi.
2. Hasil pengujian tahanan isolasi belitan, didapatkan nilai Index Polarisasi ≥ ,25 di semua pengujian. Dengan nilai IP terukur ini, kebocoran arus masih dalam batas toleransi sehingga trafo aman dioperasikan.
3. Hasil pengujian ratio tegangan, didapatkan nilai % deviasi rata- t ≤ ,5 pada semua pengujian. Dengan hasil ini diketahui bahwa ratio tegangan di semua posisi tap masih dalam batas toleransi sehingga trafo layak dioperasikan.
4. Hasil pengujian SFRA, terdapat distorsi ringan pada sisi primer trafo. Gejala yang
9
mungkin terjadi adalah deformasi pada inti, deformasi pada kumparan, ataupun deformasi pada tap winding.5. Hasil pengujian tangen delta, didapatkan nilai rata-rata tangen delta masih normal, yaitu < 0,5 %. Dapat disimpulkan keadaan isolasi belitan trafo masih baik. Hanya terdapat beberapa item yang nilainya lebih dari 0,5 % yaitu CHG primer, CLT sekunder, dan CLG sekunder sehingga perlu investigasi lanjut, seperti melakukan pengujian tahanan isolasi dan lain-lain.
6. Untuk menguji kualitas minyak isolasi trafo, dilakukan 6 macam pengujian karakteristik minyak, yaitu pengujian warna, pengujian tegangan tembus, pengujian kadar air, pengujian kadar asam, pengujian tegangan antar muka, serta pengujian kandungan sedimen dalam minyak. Dari semua pengujian karakteristik minyak yang dilakukan, diketahui minyak trafo dalam keadaan baik sehingga dapat digunakan kembali tanpa harus direklamasi.
4.2 Saran
1. Pemeliharaan trafo sebaiknya dilakukan berkala sesuai panduan dari pabrikan sehingga trafo dapat beroperasi kontinyu guna menjamin ketersediaan energi listrik.
2. Jika terjadi ketidaknormalan suatu hasil pengujian, perlu investigasi lanjut dengan melakukan pengujian lainnya sehingga dapat mengetahui kondisi trafo lebih dalam.
3. Literatur mengenai SFRA yang membahas proses analisa hasil ujinya perlu diperbanyak dan ditulis dalam format yang mudah difahami. Bila perlu PLN menerbitkan buku pegangan yang khusus memuat bahasan tersebut.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Tobing, Bonggas L. 2003. Dasar Teknik
Pengujian Tegangan Tinggi, Jakarta: Penerbit PT. Gramedia Pustaka Utama [2] Arismunandar, Artono. 2001. Teknik
Tegangan Tinggi. Jakarta: Pradnya Paramita
[3] Sulasno, Ir. 2004. Dasar Teknik Konversi
Energi Listrik dan Sistem Pengaturan.
Semarang: Badan Penerbit Universitas Diponegoro
[4] Isnanto. 2009. Transformator Distribusi. [online].
(http://masisnanto.blogdetik.com/2009/01/2 3/transformator-distribusi, diakses 19 Februari 2013 pukul 5:46)
[5] Fauzi Kadili, M.R. 2012. Transformator. [online].
(http://muhamadrizkifauzikadili.blogspot.co m/2012/06/transformator-1-fasa.html, diakses 19 Februari 2013 pukul 7:45)
Bayu Arie Wibowo. Lahir di Purbalingga, 24 September 1987, menempuh pendidikan dasar di SDN Panulisan Timur 11 (kelas 1-3) dan SDN Panulisan Timur 07 (kelas 4-6), kemudian dilanjutkan di MTs Islam Ngruki Sukoharjo Solo. Lulus pada tahun 2003, lalu dilanjutkan di SMAN 1 Cilacap (kelas 1) dan SMAN 1 Majenang (kelas 2-3). Saat ini sedang menempuh pendidikan Strata-1 di Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro, konsentrasi Teknik Tenaga Listrik.
Semarang, April 2013
Mengetahui Dosen Pembimbing
Ir. Bambang Winardi NIP. 196106161993031002
