FIX.pdf

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEng FacilitiesandProjectEngineeringSectio ineeringSection,TechnicalD n,TechnicalDepartment epartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI .................................................. ......................................................................... ............................................. .......................... .... i DAFTAR GAMBAR ......................................... ............................................................... ........................................... ..................... iii DAFTAR TABEL ....................................... ............................................................. ............................................ ............................. ....... v BAB I ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ ...................... 1 PENDAHULUAN .......................................... ................................................................ ............................................ ......................... ... 1 I.1 Latar Belakang............................................ .................................................................. ............................................ ...................... 1 I.2 Maksud dan Tujuan Penulisan .......................................... ................................................................ ...................... 2 I.3 Batasan Masalah ................................................. ....................................................................... .................................... .............. 3 I.4 Waktu dan Tempat.......................................... ................................................................ ........................................ .................. 3 I.5 Metode Penelitian ............................................... ..................................................................... .................................... .............. 3 I.6 Sistematika Penulisan Laporan......................................... ............................................................... ...................... 3 BAB II .............................................. .................................................................... ............................................ ........................................ .................. 5 DASAR TEORI .......................................... ................................................................ ............................................ ............................. ....... 5 2.1 Pengertian Transformator......................... Transformator................................................ .............................................. ......................... .. 5 2.2. Konstruksi Transformator [1} ............................................................ .................................................................. ....... 6 2.3 Prinsip Kerja Transformator ....................... ............................................. ............................................ ...................... 7 2.4 Pengaruh Suhu dan Pembebanan Pada Kondisi Isolasi Transformator ... 8 2.5 Isolasi Transformator [9] ........................................... .................................................................. ............................... ........ 16 2.6. Penuaan (Aging) [9] .......................................... ................................................................ ...................................... ................ 26 2.7. Penuaan Isolasi Padat[9] .................................................. ........................................................................ ....................... 28 2.8. Pengujian Isolasi Minyak Transformator ....................... .............................................. ....................... 29 2.9 Pengujian Furan .......................................................... ................................................................................ ........................... ..... 40 2.10 Duval Triangle .......................................... ................................................................ .......................................... .................... 40 2.11 Proses Purifikasi ......................................... ............................................................... .......................................... .................... 41 i


2.12 Jenis-jenis Kipas[12] ............................................ ................................................................... .................................. ........... 44 BAB III ............................................ .................................................................. ............................................ ...................................... ................ 52 METODOLOGI PENELITIAN ......................... ............................................... .......................................... .................... 52 3.1 Rancangan Penelitian ............................................ ................................................................... ............................... ........ 52 3.2 Waktu dan Tempat ................................ ...................................................... ............................................ ........................... ..... 53 3.3 Bahan dan Alat ....................... ............................................. ............................................ .......................................... .................... 53 3.4 Prosedur Pengambilan Data Suhu dan Pola Pembebanan Transformator 56 BAB IV ............................................ .................................................................. ............................................ ...................................... ................ 61 ANALISA DAN PEMBAHASAN .......................................... .............................................................. .................... 61 4.1 Transformator 48-PT-12-3A .......................................... ................................................................. ....................... 61 4.2 Analisa Pengaruh Suhu dan Pembebanan Pada Transformator 48-PT-123A .......................................... ................................................................. ............................................. ............................................. ....................... 63 4.3 Analisa Real Dengan Data Yang Ada ........................................... .................................................... ......... 82 4.4 Analisa Hasil Pengujian Pada Transformator 48-PT-12-3A.................. 90 4.5 Analisis Kandungan Air .......................................... ................................................................. ............................... ........ 97 4.6 Analisis Tegangan Tembus ( Breakdown ( Breakdown Dielectric Voltage) Voltage)................ 98 4.7 Hasil Analisis Gas dan da n Air ........................... ................................................. .......................................... .................... 99 4.8 Duval 4.8 Duval Triangle .......................................... ................................................................ ........................................... ..................... 100 4.9 Penyelesaian Masalah ........................................................ .......................................................................... .................. 101 BAB V ................................... ......................................................... ............................................ ............................................. ......................... .. 105 PENUTUP.......................................................... ................................................................................ ........................................ .................. 105 5.1 Kesimpulan ........................................... ................................................................. ............................................ ......................... ... 105 5.2 Saran ............................... ...................................................... ............................................. ............................................. ......................... .. 106 DAFTAR PUSTAKA ........................................................... ................................................................................ ..................... 107

ii


2.12 Jenis-jenis Kipas[12] ............................................ ................................................................... .................................. ........... 44 BAB III ............................................ .................................................................. ............................................ ...................................... ................ 52 METODOLOGI PENELITIAN ......................... ............................................... .......................................... .................... 52 3.1 Rancangan Penelitian ............................................ ................................................................... ............................... ........ 52 3.2 Waktu dan Tempat ................................ ...................................................... ............................................ ........................... ..... 53 3.3 Bahan dan Alat ....................... ............................................. ............................................ .......................................... .................... 53 3.4 Prosedur Pengambilan Data Suhu dan Pola Pembebanan Transformator 56 BAB IV ............................................ .................................................................. ............................................ ...................................... ................ 61 ANALISA DAN PEMBAHASAN .......................................... .............................................................. .................... 61 4.1 Transformator 48-PT-12-3A .......................................... ................................................................. ....................... 61 4.2 Analisa Pengaruh Suhu dan Pembebanan Pada Transformator 48-PT-123A .......................................... ................................................................. ............................................. ............................................. ....................... 63 4.3 Analisa Real Dengan Data Yang Ada ........................................... .................................................... ......... 82 4.4 Analisa Hasil Pengujian Pada Transformator 48-PT-12-3A.................. 90 4.5 Analisis Kandungan Air .......................................... ................................................................. ............................... ........ 97 4.6 Analisis Tegangan Tembus ( Breakdown ( Breakdown Dielectric Voltage) Voltage)................ 98 4.7 Hasil Analisis Gas dan da n Air ........................... ................................................. .......................................... .................... 99 4.8 Duval 4.8 Duval Triangle .......................................... ................................................................ ........................................... ..................... 100 4.9 Penyelesaian Masalah ........................................................ .......................................................................... .................. 101 BAB V ................................... ......................................................... ............................................ ............................................. ......................... .. 105 PENUTUP.......................................................... ................................................................................ ........................................ .................. 105 5.1 Kesimpulan ........................................... ................................................................. ............................................ ......................... ... 105 5.2 Saran ............................... ...................................................... ............................................. ............................................. ......................... .. 106 DAFTAR PUSTAKA ........................................................... ................................................................................ ..................... 107

ii


DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Konstruksi dari transformator [2] ....................................... ......................................................... .................. 6 Gambar 2.2 konstruksi konstruksi transformator tipeinti (core form) [2] ................................. ................................. 6 Gambar 2.3 Konstruksi lempengan logam inti transformator bentuk U dan L[2] .. 7 Gambar 2.4 Transformator tipe cangkang (shell form) [2] ........................... ..................................... ........... 7 Gambar 2.5 Konstruksi lempengan logam inti transformator bentuk E,I dan F[2] . 7 Gambar 2.6 Rangkaian Transformator .......................................... ................................................................. ......................... .. 9 Gambar 2.7 Diagram Thermal [4] .......................................... ................................................................. ............................... ........ 12 Gambar 2.8 Transport X ................................................ ...................................................................... ...................................... ................ 32 Gambar 2.9 Diagram Alir Metode Doernenburg ............................................ ................................................. ..... 37 Gambar 2.10 Diagram alir a lir doenenburg ............................................ ................................................................ .................... 39 Gambar 2.11 Duval Triangle................................................. Triangle....................................................................... ............................... ......... 41 Gambar 2.12 Diagram Alir Purifikasi ........................................... .................................................................. ....................... 43 Gambar 2.13 Kipas Sentrifugal .......................................... ................................................................. .................................. ........... 44 Gambar 2.14 Kipas Sentrifugal Dengan Double Inlet ......................................... ......................................... 45 Gambar 2.15 Tipe Sudu Backward Curve Beserta Kurva Karakteristiknya ........ 46 Gambar 2.16 Tipe Sudu Lurus Lurus Beserta Kurva Karakteristiknya ......................... ......................... 47 Gambar 2.17 Tipe Sudu Radial Tip Beserta Kurva Karakteristiknya .................. 48 Gambar 2.18 Fan Propeller ........................................ .............................................................. .......................................... .................... 49 Gambar 2.19 Fan Pipa Axial .......................................... ................................................................ ...................................... ................ 49 Gambar 2.20 Fan Baling-baling axial ........................ .............................................. .......................................... .................... 50 Gambar 3.1 Transport X ................................................ ...................................................................... ...................................... ................ 53 Gambar 3.2 Transformator Stepdown 48-PT-12-3A ........................................... ........................................... 54 Gambar 3.3 Thermogun .............................. ..................................................... ............................................. .................................. ............ 55 Gambar 3.4 Liquid dieletric Test .......................................... ................................................................. ............................... ........ 55 Gambar

3.5

Syringe

disambungkan

ke

saluran

penyambungan

minyak

transformator ............................................. ................................................................... ............................................ ...................................... ................ 57 Gambar 3.6 Minyak dialirkan ke Syringe S yringe ............................................ ............................................................ ................ 58 Gambar 3.7 Menvacum Syringe ........................................... .................................................................. ............................... ........ 58 Gambar 3.8 Cara pengambilan sampel yang benar dengan dengan syringe .................... .................... 59 Gambar 3.9 Liquid dieletric Tester .................................... .......................................................... .................................. ............ 60 Gambar 3.10 Pelat Elektroda Bola Pejal Liquid dieletric Tester ....................... ....................... 60 iii

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEngineeringSection,TechnicalDepartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur

Gambar 4.1 Nameplate Transformator 48-PT-12-3A .......................................... 61 Gambar 4.2 Transformator 48-PT-12-3A ............................................................ 62 Gambar 4.3 Grafik Hubungan Antara Susut Umur Dengan Pembebanan Transformator........................................................................................................ 73 Gambar 4.4 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 100 % ............................................................................................... 80 Gambar 4.5 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 75 % ................................................................................................. 80 Gambar 4.6 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 50 % ................................................................................................. 81 Gambar 4.7 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 25 % ................................................................................................. 81 Gambar 4.8 Diagram Prosedur Operasi ............................................................... 90 Gambar 4.9 Pengujian Dissolve Gas Analysis Minyak Transformator ............... 91 Gambar 4.10 Grafik Overheated Oil .................................................................... 95 Gambar 4.11 Grafik Overheated Cellulose .......................................................... 95 Gambar 4.12 Grafik Partial Discharge In Oil ...................................................... 96 Gambar 4.13 Grafik Arching in Oil ..................................................................... 96 Gambar 4.14 Grafik Hasil DGA 48-PT-12-3A .................................................... 97 Gambar 4.15 Hasil Duval Triangle 48-PT-12-3A.............................................. 101 Gambar 4.16 Proses Purifikasi ........................................................................... 104

iv


DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Spesifikasi Minyak Isolasi Baru ........................................................... 18 Tabel 2.2 Spesifikasi Minyak Isolasi Pakai .......................................................... 19 Tabel 2.3 Tipe Pendinginan Transformator .......................................................... 22 Tabel 2.4 Standar Nilai PI untuk Transformator ................................................... 30 Tabel 2.5 Standart ASTM D 877 pengujian kekuatan dielektrik

[11]

.................... 30

Tabel 2.6 Konsentrasi gas-gas terlarut (ppm) berdasarkan metode TCG ............. 33 Tabel 2.7 Diagnosis dan penanganan terhadap kondisi trafo berdasarkan metode TCG ....................................................................................................................... 33 Tabel 2.8 Metode Gas Kunci dan analisis gangguan ............................................ 35 Tabel 2.9 Rasio Perbandingan Gas ....................................................................... 36 Tabel 2.10 Rasio untuk gas kunci Doernenburg ................................................... 37 Tabel 2.11 Batas konsentrasi gas terlarut (Doernenburg) ..................................... 38 Tabel 2.12 Diagnosis gangguan dengan metode Rasio Rogers ............................ 39 Tabel 4.1 Beban Transformator 48-PT-12-3A ...................................................... 62 Tabel 4.2 Karakteristik Minyak Transformator .................................................... 63 Tabel 4.3Pembebanan transformator 48-PT-12-3A PT Badak NGL .................... 64 Tabel 4.4 Variasi Beban Transformator ................................................................ 65 Tabel 4.5 Susut Umur dari berbagai macam pembebanan .................................... 72 Tabel 4.6 Pengaruh Suhu Di dalam Kubikel Transformator................................. 79 Tabel 4.7 Perhitungan Pengaruh Pola Pembebanan dan suhu 48-PT-12-3A ........ 89 Tabel 4.8Pengujian Dissolve Gas Analysis minyak Transformator 48-PT-12-3A92 Tabel 4.9 Indikator Bantu Analisis DGA.............................................................. 92 Tabel 4.10 Hasil Perbandingan Gas Rasio ............................................................ 94 Tabel 4.11 Hasil BDV Test Transformator 48-PT-12-3A .................................... 98 Tabel 4.12 Duval Triangle 48-PT-12-3A ............................................................ 100 Tabel 4.13 Aksi berdasarkan TDCG ................................................................... 102

v


BAB I PENDAHULUAN I.1

Latar Belakang

Pada era globalisasi saat ini, kebutuhan energi listrik meningkat seiring dengan perkembangan teknologi. Peningkatan kebutuhan listrik ini harus diikuti dengan perbaikan kualitas dan keandalan energi listrik yang dihasilkan. Kualitas dari suatu energi listrik dapat dilihat dari segi ekonomis dan teknis. Tegangan, frekuensi dan keandalan merupakan sebagian parameter yang menentukan kualitas energi listrik dari segi teknis. Tegangan dan frekuensi yang disalurkan dari pembangkit mempunyai standar nilai yang telah ditentukan. Apabila nilai dari tegangan dan frekuensi diluar dari standar yang ditentukan maka kualitas dari tegangan dan frekuensi tersebut dapat dikatakan tidak baik. Sedangkan keandalan suatu sistem tenaga listrik sangat erat hubungannya dengan ketersediaan, yaitu jumlah waktu sistem bekerja sesuai dengan fungsinya sehingga gangguan yang terjadi pada sistem akan mengakibatkan turunnya kesinambungan dalam penyaluran energi [6]. Sistem tenaga listrik merupakan sarana untuk menyalurkan energi listrik dari pusat pembangkit listrik sampai pada konsumen. Sistem tenaga listrik terdiri dari tiga kelompok yaitu: a. Pembangkit b. Saluran transmisi c. Saluran distribusi Salah satu peralatan yang sangat penting dalam penyaluran tenaga listrik yaitu transformator. Transformator adalah suatu peralatan tenaga listrik yang berfungsi untuk menyalurkan tenaga/daya listrik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya (mentransformasikan tegangan)

[7]

. Oleh

karena itu transformator merupakan peralatan yang sangat penting maka diusahakan agar peralatan ini memiliki susut umur yang kecil sehingga dapat menjaga kontinuitas penyaluran daya dengan baik. Adapun faktor yang dapat mempengaruhi terjadinya susut umur pada 1


transformator antara lain yaitu: pengaruh dari suhu sekitar (ambient temperature), suhu minyak trafo, pola pembebanan, kualitas bahan isolasi transformator, kualitas minyak, cuaca, kandungan oksigen, kelembaban udara dan pengelolaan terhadap transformator tersebut. Untuk pengelolaan transformator berkaitan dengan pemeliharaan rutin yang dilaksanakan, yakni pemeliharaan prediktif, preventif, maupun korektif. Oleh karena itu, penulis berinisiatif untuk mengambil tugas khusus dalam kerja praktek yang berjudul Evaluasi Transformator 48-PT-12-3A di Area Personal Community VI M ill enium PT Badak NGL ditinjau dari Pengaruh Suhu

Lingkungan, dan Kondisi Minyak Isolasi I.2

Maksud dan Tujuan Penulisan

Adapun tujuan yang hendak dicapai sehubungan dengan pelaksanaan kerja praktek ini adalah sebagai berikut: 1.2.1 Tujuan Umum :

1. Menerapkan ilmu yang sudah didapat dibangku perkuliahan ke dalam praktek nyata di lapangan sehingga dapat diketahui dengan lebih jelas mengenai hal-hal yang berhubungan dengan ketenaga listrikan. 2. Menambah

wawasan

dan

kemampuan

beradaptasi

dengan

lingkungan kerja. 3. Untuk meningkatkan keahlian dan daya kreatifitas mahasiswa. 4. Melatih kemampuan dan kepekaan mahasiswa untuk mencari solusi masalah yang dihadapi dalam dunia industri atau dunia kerja. 1.2.2

Tujuan Khusus

1. Mengetahui

dan

menganalisis

pengaruh

kondisi

suhu

dan

pembebanan sekitar transformator 48-PT-12-3A 2. Mengetahui kondisi isolasi minyak trafo 48-PT-12-3A di PT Badak NGL. 3. Menentukan

tindakan

yang

tepat

untuk

dilakukan

transformator 48-PT-12-3A berdasarkan kondisi saat ini. 2

pada


I.3

Batasan Masalah

Batasan masalah dalam pelaksanaan kerja praktek ini adalah sebagai berikut: 1. Evaluasi hanya ditinjau dari pola pembebanan dan suhu di dalam kubikel transformator 2. Mengetahui dan menganalisis kondisi isolasi minyak transformator I.4

Waktu dan Tempat

Lokasi kerja praktek ini dilakukan di PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur pada Facilities and Project Engineering Department di Electrical Section dan terhitung mulai tanggal 18 Januari 2016 sampai 18 Maret 2016. I.5

Metode Penelitian

Metode yang digunakan dalam pengambilan data untuk membantu proses penyusunan laporan ini adalah sebagai berikut : 1. Observasi, yaitu pengumpulan data dengan pengamatan dan penelitian secara langsung melalui kegiatan dan pekerjaan yang dilakukan pada pelaksanaan KP di PT Badak NGL Bontang, Kaltim. 2. Wawancara, yaitu pengumpulan data dengan cara melakukan tanya jawab langsung kepada pihak-pihak yang bersangkutan untuk mendapatkan data yang tepat dan benar. 3. Studi Pustaka, metode ini dilakukan dengan cara membaca, mengamati, dan memahami dari referensi tertulis dan media internet, sehingga diperoleh informasi yang membatu proses penyusunan laporan ini. I.6

Sistematika Penulisan Laporan

Sistematika penulisan laporan hasil kerja praktek berupa tugas khusus di PT Badak NGL ini yakni terdiri dari beberapa bagian, yakni:

3


Bab I

Pendahuluan

Meliputi latar belakang, maksud dan tujuan penulisan, batasan masalah, waktu dan tempat, serta metode penelitian. Bab II

Dasar Teori

Berisi dasar teori tentang pengertian transformator, konstruksi transformator, prinsip kerja transformator, pengaruh suhu dan pembebanan transformator, isolasi transformator, penuaan (aging), penuaan

kertas

isolasi

transformator,

pengujian

minyak

transformator, pengujian furan, duval triangle dan proses purifikasi minyak transformator. Bab III

Data dan Pembahasan

Berisi

tentang

pengaruh

suhu

dan

pembebanan

terhadap

transformator 48-PT-12-3A, analisis hasil pengujian minyak transformator 48-PT-12-3A dan cara mengatasinya serta tindakan yang dilakukan terhadap kondisi transformator saat ini. Bab IV

Penutup

Berisi kesimpulan dan saran dari hasil analisis yang udah dilakukan.

4


BAB II DASAR TEORI 2.1 Pengertian Transformator

Transformator adalah suatu peralatan listrik elektromagnetik statis yang berfungsi untuk memindahkan dan mengubah daya listrik dari suatu rangkaian listrik ke rangkaian listrik yang lain, dengan frekuensi yang sama dan perbandingan transformasi tertentu melalui suatu gandengan magnet dan bekerja berdasarkan prinsip induksi elektromagnetik, dimana perbandingan antara sisi primer dan sekunder berbanding lurus dengan perbandingan jumlah lilitan dan berbanding terbalik dengan perbandingan arusnya [1]. Transformator digunakan secara luas baik dalam bidang tenaga listrik maupun

elektronika.

Penggunaan

transformator

dalam

sistem

tenaga

memungkinkan terpilihnya tegangan yang sesuai dan ekonomis untuk tiap-tiap keperluan misalnya, kebutuhan akan tegangan tinggi dalam pengiriman daya jarak jauh. Penggunaan transformator yang sangat sederhana dan andal merupakan salah satu alasan penting dalam pemakaiannya pada penyaluran tenaga listrik arus bolak balik, karena arus bolak – balik sangat banyak dipergunakan untuk pembangkitan dan penyaluran tenaga listrik. Pada penyaluran tenaga listrik arus bolak-balik terjadi kerugian energi sebesar

 

watt. Kerugian ini akan banyak berkurang apabila

tegangan dinaikkan setinggi mungkin. Dengan demikian maka saluran – saluran transmisi tenaga listrik senantiasa mempergunakan tegangan yang tinggi. Hal ini dilakukan terutama untuk mengurangi kerugian energi yang terjadi, dengan cara mempergunakan transformator untuk menaikkan tegangan listrik di pusat listrik dari tegangan generator yang biasanya berkisar antara 6 kV sampai 20 kV pada awal transmisi ke tegangan saluran transmisi antara 100 kV sampai 1000 kV, kemudian menurunkannya lagi pada ujung akhir saluran ke tegangan yang lebih rendah. Transformator yang dipakai pada jaringan tenaga listrik merupakan transformator tenaga. Disamping itu ada jenis – jenis transformator lain yang banyak dipergunakan dan pada umumnya merupakan transformator yang jauh lebih kecil. Misalnya transformator yang dipakai di rumah tangga untuk menyesuaikan 5


tegangan dari lemari es dengan tegangan yang berasal dari jaringan listrik umum, transformator yang dipakai pada lampu TL dan transformator – transformator “mini” yang dipergunakan pada berbagai alat elektronik, seperti pesawat penerima radio, televisi, dan sebagainya 2.2.

Konstruksi Transformator [1}

Pada dasarnya transformator terdiri dari kumparan primer dan sekunder yang dibelitkan pada inti ferromagnetik. Transformator yang menjadi fokus bahasan disini adalah transformator daya Konstruksi transformator daya ada dua tipe yaitu tipe inti (core type) dan tipe cangkang ( shell type). Kedua tipe ini menggunakan inti berlaminasi yang terisolasi satu sama lainnya, dengan tujuan untuk mengurangi rugi-rugi eddy current [2]. Seperti yang terlihat pada gambar 1 dibawah ini yaitu:

Gambar 2.1 Konstruksi dari transformator [2]

2.2.1 Tipe inti (Core for m )

Tipe inti ini dibentuk dari lapisan besi berisolasi berbentuk persegi dan kumparan transformatornya dibelitkan pada dua sisi persegi. Pada konstruksi tipe inti, kumparan mengelilingi inti besi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2

Inti Kumparan

Gambar 2.2 konstruksi transformator tipe inti (core form) [2]

Sedangkan konstruksi inti pada umumnya berbentuk huruf U atau huruf L, dapat kita lihat pada gambar 3 6


Gambar 2.3 Konstruksi lempengan logam inti transformator bentuk U dan L [2] 2.2.2 Tipe cangkang ( Shell for m )

Jenis konstruksi transformator yang kedua yaitu tipe cangkang yang dibentuk dari lapisan inti berisolasi dan kumparan dibelitkan di pusat inti, dapat dilihat pada gambar 4

Gambar 2.4 Transformator tipe cangkang (shell form) [2] Pada transformator ini, kumparan atau belitan transformator dikelilingi oleh inti. Sedangkan konstruksi intinya pada umumnya berbentuk huruf E, huruf I atau huruf F seperti terlihat pada gambar 5

Gambar 2.5 Konstruksi lempengan logam inti transformator bentuk E,I dan F[2]

2.3

Prinsip Kerja Transformator

Transformator terdiri atas dua buah kumparan (primer dan sekunder) yang bersifat induktif. Kedua kumparan ini terpisah secara elektris namun berhubungan 7


secara magnetis melalui jalur yang memiliki reluktansi (reluctance) rendah. Apabila kumparan primer dihubungkan dengan sumber tegangan bolak-bali k maka fluks bolak-balik akan muncul di dalam inti yang dilaminasi, karena kumparan tersebut membentuk jaringan tertutup maka mengalirlah arus primer. Akibat adanya fluks di kumparan primer maka di kumparan primer terjadi induksi ( self induction) dan terjadi pula induksi di kumparan sekunder karena pengaruh induksi dari kumparan primer atau disebut sebagai induksi bersama (mutual induction) yang menyebabkan timbulnya fluks magnet di kumparan sekunder, maka mengalirlah arus sekunder jika rangkaian sekunder dibebani, sehingga energi listrik dapat ditransfer keseluruhan (secara magnetisasi)[3].

 =   e = gaya gerak listrik ggl volt N = jumlah lilitan dq = perubahan fluks magnet dt

........................................................... (1)

Dimana:

Perlu diingat bahwa hanya tegangan listrik arus bolak-balik yang dapat

ditransformasikan oleh transformator, sedangkan dalam bidang elektronika, transformator digunakan sebagai gandengan impedansi antara sumber dan beban untuk menghambat arus searah sambil tetap melakukan arus bolak-balik antara rangkaian. Tujuan utama menggunakan inti pada transformator adalah untuk mengurangi reluktansi (tahanan magnetis) dari rangkaian magnetis (common magnetic circuit ) 2.4 Pengaruh Suhu dan Pembebanan Pada Kondisi Isolasi Transformator 2.4.1 Kenaikan Beban [4]

Pada gambar 6 terlihat kumparan sekunder yang dihubungkan dengan beban ZL, Iz mengalir pada kumparan sekunder, dengan I z = Vs/Z dengan θ z =faktor kerja beban

8


Gambar 2.6 Rangkaian Transformator Arus beban Iz ini akan menimbulkan gaya gerak magnet (ggm) yang

∅

cenderung menentang fluks ( ) yang telah ada akibat arus pemagnetan Im. Agar fluks bersama itu tidak berubah nilainya, pada kumparan primer harus mengalir I z, yang menentang fluks yang dibangkitkan oleh arus beban Iz, hingga keseluruhan arus yang mengalir pada primer menjadi I 1 = Io +Iz. Transformator dalam keadaan bertegangan dan belum dibebani akan menimbulkan rugi-rugi yang dapat menimbulkan kondisi trafo tersebut panas, namun panas yang timbul kecil. Apabila transformator tersebut dibebani maka kumparan dan minyak dalam trafo akan bertambah panas sesuai dengan kenaikankenaikan bebannya atau sebesar

 

. Panas yang timbul pada kumparan akan

diteruskan secara konduksi pada minyak trafo yang berfungsi sebagai pendingin. Baik kumparan maupun minyak trafo mempunyai batas-batas operasi panas yang diijinkan. Isolasi kumparan yang terdiri dari kertas kraft mempunyai batas panas yang diijinkan sesuai dengan kelas isolasi spesifikasi trafo. Demikian juga minyak isolasi trafo mempunyai batas panas yang diijinkan. Apabila panas-panas tersebut dilampaui maka isolasi akan rusak dan secara keseluruhan transformator tersebut akan rusak. Panas tersebut harus direduksi dengan memasang sistem pendingin. Pembebanan transformator dapat digolongkan menjadi dua macam yaitu: pembebanan normal (k 1) dan pembebanan diatas normal (k 2). 2.4.2 Kenaikan Suhu [4]

Isolasi yang biasa dipakai dalam transformator bisa cepat sekali menjadi buruk apabila dikenai panas dengan suhu diatas 100 oC secara terus menerus. Suhu diatas 100 oC ini hanya dapat ditahan dalam selang waktu yang relatif singkat, namun efek komulatif dan hubungan antara suhu dengan waktu tidak dapat ditentukan. 9


Kenaikan suhu pada belitan, inti dan minyak trafo dirancang untuk pemakaian dengan ketinggian tidak lebih dari 1000 meter diatas permukaan laut. Untuk transformator yang menggunakan media pendingin air, maka suhu air tidak boleh lebih dari 25 oC, sedangkan untuk transformator yang menggunkan media pendingin udara, maka suhu udaranya tidak boleh lebih dari 40 oC dan tidak boleh dibawah -25 oC untuk pemasangan luar dan tidak boleh dibawah -5 oC untuk pemasangan dalam. Sebagai tambahan untuk pendingin udara, suhunya tidak melebihi: 

Rata-rata 30 oC untuk satu hari



Rata-rata 20 oC untuk satu tahun Kenaikan suhu belitan dapat diukur dengan metode Resistansi atau metode

thermometer . Dengan metode Resistansi kenaikan suhu dapat ditentukan dengan persamaan [4]:

2  1 = − 

........................................................ (2)

Dengan : R2 = Tahanan lilitan pada akhir percobaan (ohm) R1 = Tahanan lilitan pada awal percobaan (ohm) T2 = Suhu akhir kumparan ( oC) T1 = Suhu kumparan pada awal percobaan ( oC) Didalam minyak transformator timbulnya panas akibat rugi besi dan rugi tembaga didinginkan dengan minyak trafo. Bila keadaan ini berlangsung terus menerus lama kelamaan minyak transformator akan menjadi panas. Dengan kenaikan suhu minyak, komposisi minyak transformator akan mengalami perubahan melalui reaksi kimia. Terjadinya reaksi tersebut akan menghasilkan zat (persenyawaan) lain dan akan mengubah sifat dari minyak transformator. Perubahan-perubahan itu antara lain: 

Warna coklat (hitam)



Kadar asam tinggi



Mengandung endapan (kotor)



Kekuatan daya elektrik menurun 10

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEngineeringSection,TechnicalDepartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur 

Viskositas tinggi

Apabila perubahan-perubahan tersebut dibiarkan dapat menyebabkan turunnya nilai isolasi dari minyak. 2.4.3 Penentuan kenaikan temperatur 2.4.3.1 Model thermal [5]

Akibat utama dari penuaan adalah menurunnya kekuatan mekanis dan elektris dari isolasi belitan transformator . Efek suhu, air dan oksigen adalah faktor penting dalam penuaan kertas isolasi dan minyak [5]. Kenaikan temperatur dapat diasumikan dengan diagram thermal sederhana, seperti ditunjukan gambar 7. Gambar ini dapat dipahami karena merupakan diagram penyederhanaan dan distribusi yang rumit. Kenaikan temperatur top oil yang diukur selama pengujian kenaikan temperatur, berbeda dengan minyak yang meninggalkan kumparan. Minyak pada top oil adalah campuran sebahagian dari minyak yang bersirkulasi pada sepanjang kumparan. Tetapi perbedaan ini tidak dipertimbangkan dengan cukup signifikan untuk menvalidasi metode. Metode ini disederhanakan dengan asumsi yang telah dibuat sebagai berikut: a) Temperatur minyak bertambah secara linier sesuai kumparan. b) Kenaikan temperatur rata-rata minyak adalah sama untuk semua kumparan dari kolom yang sama. c) Perbedaan

temperatur

antara

minyak

pada

puncak

kumparan

(asumsinya sepadan dengan yang dipuncak ) dan min yak yang berada di dasar kumparan (asumsinya sepadan dengan yang di pendingin) adalah sama untuk semua bagian kumparan. d) Kenaikan temperatur rata-rata dari tembaga pada setiap posisi diatas kumparan meningkat secara linier sejalan kenaikan temperatur minyak yang mempunyai selisih konstan

∆∅

antara dua garis lurus (

∆∅

adalah selisih antara kenaikan temperatur rata-rata tahanan dan kenaikan temperatur rata-rata minyak)

11


e) Kenaikan temperatur rata-rata puncak kumparan adalah kenaikan temperatur rata-rata minyak ditambah

∆∅

(selisih antara kenaikan

temperatur rata-rata tahanan dan kenaikan temperatur rata-rata minyak) f) Kenaikan temperatur hot spot adalah lebih tinggi dibandingkan dengan kenaikan temperatur rata-rata puncak kumparan. Untuk menghitung perbedaan

∆∅

antara

kedua

kenaikan

temperatur

ini,

nilai

diasumsikan 0,1 untuk sirkulasi minyak secara alami sehingga

kenaikan temperatur hotspot adalah sepadan dengan kenaikan temperatur top oil ditambah

1,1 ∆∅

.

Gambar 2.7 Diagram Thermal [4 ] Pengaruh pembebanan dan suhu pada transformator daya terdapat pada berbagai kondisi yaitu : kondisi dengan daya tertentu, kondisi dengan beban beban stabil dan kondisi dengan beban yang berubah-ubah. Dimana kondisi dengan nilai daya tertentu terdiri dari: Untuk Daya Tertentu a) Sirkulasi minyak alami Kenaikan temperatur rata-rata kumparan (diukur dengan tahanan) = 65 oC Kenaikan temperatur top oil (∆θ br ) = 55 oC Kenaikan temperatur rata-rata minyak = 44 oC 12


Perbedaan antara kenaikan temperatur rata-rata kumparan dan kenaikan

∆∅ ∆∅ ∆∅ = ∆∅     1,1 ∆∅ ∆∅ = 55  23 ∆∅ = 78 = 21 oC

rata-rata temperatur minyak

disusun sebagi berikut [4]:

Kenaikan temperatur hot spot

o

C

b) Sirkulasi minyak paksaan Perbedaan kenaikan temperatur minyak antara inlet dan outlet akan terjadi. Pada umumnya lebih kecil bila dibanding dengan sirkulasi minyak secara alami. Dengan 65 oC kenaikan temperatur yang terukur oleh tahanan, kenaikan temperatur hotspot mungkin tidak melebihi 75 oC. Bagaimanapun juga hal ini diperlukan untuk batas yang sama yang masih diperbolehkan 13 oC diatas kenaikan temperatur rata-rata kumparan 65 oC, untuk mencapai kenaikan temperatur hotspot pada nilai daya tertentu. Pada umumnya kerapatan arus kerja yang digunakan lebih tinggi bila dibandingkan dengan sirkulasi minyak alami dan lebih ekonomis untuk memperoleh kenaikan temperatur rata-rata minyak dan nilai yang lebih tinggi dari

∆∅

. Oleh karenanya, kenaikan temperatur top oil dari 40 oC

dan kenaikan temperatur hotspot 78 oC pada nilai daya tertentu telah diansumsikan sebagai kondisi yang lebih sederhana.

∆∅ ∆∅ = ∆∅  1,1 ∅ ∅ = 40  38 = 78 Kenaikan temperatur hot spot

disusun sebagai berikut [4]:

o

C

Untuk kondisi dengan beban stabil terdiri dari: a) Kenaikan temperatur top oil Kenaikan temperatur ini sepadan dengan kenaikan temperatur top oil dengan kenaikan temperatur top oil pada nilai daya yang dikalikan ratio dari total kerugian dengan eksponen x [4].

  ∆∅ = ∆∅  + + 

......................................................................(3)

Keterangan: 13


d = perbandingan rugi

    =      X = konstanta Dimana: X = 0,9 (ONAN dan ONAF)* X = 1,0 (OFAF dan OFWF)

∆∅

= suhu

∆∅ = 55

Untuk

0

C untuk ON dan

∆∅ = 40

0

C untuk OF

*spesifikasi dalam sub bab 41.7.1 publikasi IEC 76 (1967). Karena mengikuti tabel tunggal yang diatur untuk digunakan pada kedua jenis pendinginan dengan kesalahan yang tidak lebih dari ± 2% Nilai d secara relatif tidak penting tidak penting pada beban tinggi, hanya memberikan secara garis besar tinggi atau rendahnya kenaikan temperatur dalam prakteknya. Lebih dari itu ini dikompensasikan untuk seberapa besar korespondensinya dengan naik atau turunnya temperatur minyak pada beban rendah. b) Kenaikan temperatur hotspot Kenaikan temperatur hot spot

∆∅

untuk beban yang stabil dapat dihitung

dengan persamaan sebagai berikut[4]:

  ∆∅ = ∆∅ +   ∆∅  ∆∅ +

....................................(4)

Keterangan :

∆∅ = 78  =  o

C

y= 0,8 (ONAN dan ONAF)* y = 0,9 (OFAF dan OFWF)

∆∅

= suhu untuk

∆∅ = 55

0

C untuk ON dan

∆∅ = 40

untuk OF Sedangkan kondisi dengan beban yang berubah-ubah terdiri dari :

14

0

C


a) Kenaikan temperatur top oil Kenaikan temperatur top oil

∆∅

pada waktu t setelah pemberian beban

adalah sangat mendekati untuk kenaikan eksponensial sebagai berikut[4]:

 −  ∆∅ = ∆∅  1  (∆∅  ∆∅  1)1 ).................(3) Dengan

∆∅   

∆∅  1

adalah kenaikan temperatur awal minyak

adalah kenaikan temperatur akhir minyak yang distabilkan.

= konstanta waktu minyak dalam jam = 3 (ONAN dan ONAF) = 2 (OFAF dan OFWF)

t = waktu dalam jam b) Kenaikan temperatur hotspot Kenaikan temperatur hotspot pada waktu tertentu sebelum kondisi distabilkan adalah mendekati perkiraan dengan asumsi bahwa kenaikan temperatur hotspot diatas adalah kenaikan temperatur top oil yang terbentuk dengan seketika. Kenaikan temperatur hot spot pada waktu tertentu sama dengan [4] :

 + ∆∅ = ∆∅ +   ∆∅  ∆∅...............................(4) Dalam menentukan nilai relatif dari umur transformator daya dapat menggunakan hubungan Montsinger. Hubungan Montsinger sekarang telah digunakan untuk memperoleh nilai relatif dari umur pemakaian pada temperatur

∅

dibanding dengan nilai normal dari umur pemakaian pada temperatur

 = 10

∅

[4]:

∅∅ , .................................................................................(5)

Dengan: X = nilai relatif dari umur pemakaian

∅ = 98

o

C menurut publikasi IEC 76 (1967)

Persamaan diagram kehilangan umur dalam periode 24 jam Dapat digolongkan menjadi beberapa keadaan yaitu [4]: 

Operasional pada temperatur konstan Jumlah jam dari umur pemakaian pada temperatur konstan dapat dihitung dengan rumus tV seperti pada persamaan 7 15

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEngineeringSection,TechnicalDepartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur 

Durasi operasional yang masih diijinkan pada

∅

:

Dari persamaan 7 diperoleh:

∅ = 98  19.93log 10  =   10∅−/.

....................................................................(6)

Jam dari umur pemakaian:

.......................................................................(7)

Oleh karenanya tV sama dengan 24 jam

 =  = 24  10−∅⁄ .

.............................................................(8)

2.5 Isolasi Transformator [9]

Isolasi sebagai bahan dielektrik berfungsi untuk memisahkan bagian yang bertegangan dengan bagian yang tidak bertegangan atau memisahkan antara kedua bagian yang bertegangan. Jika tidak terdapat bahan isolasi antara kedua bagian yang bertegangan atau lebih maka akan dapat terjadi percikan api ( sparkover) atau loncatan listrik ( flashover). Isolasi pada transformator dapat mengalami kegagalan. Kegagalan isolasi pada transformator merupakan salah satu penyebab pengurangan umur dari transformator itu sendiri. Banyak hal yang mengakibatkan berkurangnya umur dari transformator yakni: pengaruh dari suhu sekitar (ambient temperatur), suhu minyak transformator, pola pembebanan, kualitas bahan transformator, kualitas minyak transformator, cuaca, kadar oksigen, kelembaban udara dan pengelolahan transformator tersebut. Dari kegagalan isolasi tersebut sehingga mengakibatkan menyusutnya umur transformator. Dimana hal tersebut akan menghambat kontinuitas penyaluran energi listrik sampai kepada konsumen. Sistem isolasi dari transformator yang berfungsi untuk melindungi peralatan dari busur api atau short yang terjadi pada transformator. Berikut pengelompokan dari sistem isolasi transformator, yaitu: 2.5.1 Isolasi Cair[9]

Isolasi cair yang digunakan di transformator yakni minyak transformator. Minyak transformator adalah cairan yang dihasilkan dari pemurnian minyak mentah. Selain itu, minyak transformator ini juga berasal dari minyak piranol dan

16


silikon. Beberapa jenis minyak transformator yang juga banyak ditemui yaitu: minyak transformator jenis diala A, diala B dan Mectrans. Minyak transformator merupakan salah satu bahan isolasi cair yang dipergunakan sebagai bahan isolasi dan pendingin pada transformator. Sebagai bahan isolasi minyak transformator harus memiliki kemampuan menahan tegangan tembus, sedangkan sebagai pendingin minyak transformator harus meredam panas yang ditimbulkan sehingga dari kedua kemampuan ini diharapan dapat melindungi transformator dari gangguan. Minyak transformator mempunyai unsur atau senyawa hidrokarbon yang terkandung dalam minyak transformator yakni: 1. Senyawa hidrokarbon parafinik 2. Senyawa hidrokarbon naftenik 3. Senyawa hidrokarbon aromatik Adapun persyaratan yang harus dipenuhi oleh minyak transformator adalah sebagai berikut: 

Kejernihan minyak isolasi tidak boleh mengandung suspensi (endapan)



Massa jenis dibatasi agar air dapat terpisah dari minyak isolasi dan tidak melayang



Viskositas memegang peranan penting dalam pendinginan, yakni untuk menentukan kelas minyak transformator



Titik nyala yang rendah menentukan adanya kontaminasi zat gabar dalam minyak yang mudah terbakar



Titik tuang digunakan untuk mengidentifikasi dan menentukan jenis peralatan yang akan menggunakan minyak isolasi



Angka kenetralan menunjukan angka penyusutan asam minyak dan dapat mendeteksi kontaminasi minyak



Korosi belerang memungkinkan dihasilkannya belerang bebas atau senyawa belerang yang tidak stabil dalam minyak isolasi

17


Tegangan tembus yang rendah mengindentifikasikan adanya kontaminasi seperti air, kotoran, atau partikel konduktif dalam minyak



Adanya air dalam isolasi menyebabkan menurunya tegangan tembus dan tahanan jenis minyak isolasi akan memperccpat kerusakan kertas pengisolasi.

Minyak transformator baru harus memiliki spesifikasi seperti tampak pada tabel 2.1 dibawah ini: Tabel 2.1 Spesifikasi Minyak Isolasi Baru

No

Sifat minyak isolasi

1

Kejernihan

2

Massa jenis (20C)

3

Kelas Satuan

I/Kelas

Metode Uji

II

Tempat Uji

Jernih

IEC 296

Di tempat

g/cm3

<0,895

IEC 296

Lab

Viskositas (20C)

cSt

<40 /<25

Kinematik - (15C)

cSt

<800

Kinematik - (20C)

cSt

<1800

4

Titik Nyala

C

5

Titik Tuang

6

Angka Kenetralan

7

Korosi Belerang

8

Tegangan Tembus

9 10

mgKOH/g

Ketahanan oksidasi

b. kotoran

mgKOH/g%

Lab

<30 /<40

IEC 296 A

Lab

<0,03

IEC 296

Lab

>100

>30 />50

<0,05

Dielektrik

Lab

Lab

korosif kV/2,5 mm

IEC 296

IEC 296 A

Tidak

Faktor Kebocoran

a.Angka kenetralan

>140

Lab

<0,04 <0,10

18

IEC 296

Di tempat/Lab

IEC 156 & IEC

Di

296

tempat/Lab

IEC 250 & IEC 474 & IEC 47

IEC 47

Lab

Lab


Untuk minyak isolasi berlaku untuk transformator berkapasitas >1 MVA atau bertegangan >30 kv seperti ditunjukkan pada tabel berikut ini: Tabel 2.2 Spesifikasi Minyak Isolasi Pakai No

1.

Sifat Minyak

Tegangan

Batas yang

Metode

Tempat

Isolasi

Peralatan

diperbolehkan

Uji

uji

>170 kv

>50kv/2.5mm

IEC 156

70-170 kv

>50kv/2.5mm

ISO 760

<69 kv

23 kv/1 mm*

IEEE

69-230 kv

40 kv/2 mm**

>230 kv

28 kv/1 mm*

Tegangan Tembus

47 kv/ 2 mm** 30 kv/1 mm*

Di tempat/lab

C57.106 IEEE C57.106 IEEE C57.106

50 kv/2 mm** 2.

Kandungan air

<70 kv

>30 kv/2.5 mm

IEC 93 &

>170 kv

<20 mg/L

<170 kv

<30 mg/L

<69 kv

35 kv

C57.106

69-230 kv

25 kv

IEEE

>230 kv

20 kv

IEC

Lab

250

(90 O) IEEE

C57.106 IEEE C57.106

3.

Dielektrik Tahanan jenis

All

G/mm

Voltage

19

IEC

Di tempat/

93&247

lab


4.

Angka

All

Keasamaan

Vottage

(Neutralization Number/NN)

<69kv 69-230 kv

<0.5 mg/KOH

IEC 296

0.2 mg KOH

IEEE

0.15 mg KOH 0.1 mg KOH

>230 kv

Lab

C57.106 IEEE C57.106 IEEE C57.106

5.

Tidak

Sedimen

terukur IEC 296

Lab

penurunan 6.

Titik

Maximum 150

IEC 296

Lab

>170 kv

>15 x 10 3 Nm-1

Sedang

Sedang

<69 kv

25 dyne/cm

dikerjakan

dikerjakan

IEC

IEC

69-229 kv

30 dyne/cm

>230 kv

32 dne/cm

Nyala

(F lash Point)

7.

Tegangan Permukaan (Interfacial Tentison/ IFT)

IEEE C57.106 IEEE C57.106 IEEE C57.106

8.

Kandungan Gas

Keterangan: *Metode ASTM D-1816 (1 mm) *Metode ASTM D-1816 (2 mm) 20

Sedang

Sedang

dikerjakan

dikerjakan

IEC

IEC


2.5.2 Isolasi Padat [9]

Selain isolasi cair, isolasi padat juga terdapat pada transformator. Isolasi padat pada transformator berupa kertas yang terdapat di belitan yang berguna untuk mengisolasi antar belitan sehingga tidak terjadi flashover antar belitan. Adapun isolasi padat memiliki sifat dielektrik yang baik serta mempunyai kemampuan mekanik yang baik sebagai isolator. Akan tetapi isolasi padat ini juga memiliki kelemahan yakni: tidak memiliki kemampuan recovery yang baik yakni apabila terjadi kegagalan pada isolasi padat transformator maka isolasi ini tidak dapat digunakan lagi dan tidak memiliki fungsi sebagai pendingin yang baik pula. Biasanya isolasi padat transformator yang berupa kertas tersebut terdiri dari bahan baku selulosa yang bersifat higroskopis (mudah menyerap air). Oleh karena itu dalam pemakaiannya, kertas terlebih dahulu dikeringkan lalu kemudian diimpregnasi dengan minyak mineral, minyak sintetis, atau minyak sayur (vegetable oil). Konstanta dielektrik pada isolasi kertas ini bergantung pada bahan isolasi kertas dan minyak impregnasinya. Secara umum, karakteristik dari isolasi kertas yaitu: 

Bersifat higroskopis



Impregmentasi minyak bersifat fleksibel



Biasanya t<0,8mm



Impregnasi resin keras dan kaku





€r sekitar 3 dan tan sekitar 25 %

Pada transformator, isolasi padat dalam pemakaiannya biasanya bersamaan dengan isolasi cair dalam bentuk impregnasi. Impregnasi kertas menggunakan minyak akan mengurangi pengaruh kelembapan dan terisinya pori-pori kertas sehingga sifat dielektrik dalam bentuk komposit menjadi lebih baik. 2.5.3 Bushing[9]

Pada transformator, bushing berfungsi sebagai isolator yang dapat menahan gangguan gelombang berjalan tegangan tinggi

yang menuju pada

transformator. Isolator membuat transformator memiliki BIL (Basic Insulation Level) yaitu nilai tegangan yang dapat ditahan oleh transformator sehingga tidak rusak atau mengalami kegagalan fungsi. 21


2.5.4 Pendingin

Rugi-rugi besi dan tembaga akan menimbulkan panas pada inti besi dan kumparan. Rugi-rugi besi dan tembaga itu akan menyebabkan panas yang berlebihan pada transformator yang akan merusak sistem isolasi dari transformator itu sendiri. Media pendingin dapat mengurangi panas yang berlebihan tersebut sehingga panas pada transformator akan keluar. Media pendingin pada transformator dapat berupa gas, minyak, dan cair. Sistem

sirkulasinya dapat

dilakukan dengan dua cara yakni: 

Tekanan /paksaan (forced)



Alamiah (natural) Tabel 2.3 Tipe Pendinginan Transformator Media

Macam Sistem Pendingin

Di dalam

Di luar

transformator

Transformator

AN

-

-

Udara

-

AF

-

-

-

Udara

ONAN

Minyak

-

Udara

-

ONAF

Minyak

-

-

Udara

OF AN

-

Minyak

Udara

-

OFAF

-

Minyak

-

Udara

OFWF

-

Minyak

-

Air

ONAN/ONAF

Kombinasi ONAN dan ONAF

ONAN/OF AN

Kombinasi ONAN dan OFAN

ONAN/OFAF

Kombinasi ONAN dan OFAF

ONAN/ OFWF

Kombinasi ONAN dan OFWF

Keterangan: 

A = Air (Udara)



O = Oil (minyak)



N = Natural (alami)



F = Forced (paksa)



W = Water (air) 22


2.5.5 Tangki dan Konservator [9]

Pada umumnya bagian-bagian dari transformator yang terendam minyak transformator ditempatkan di dalam tangki. Untuk menampung pemuaian dari minyak transformator maka tangki dilengkapi dengan konservator. Terdapat beberapa jenis tangki antara lain sebagai berikut 

Jenis tangki konvensional beradiator Jenis tangki ini terdiri dari badan tangki dan tutup yang terbuat dari mild

steel plate (plat baja bercanai panas) ditekuk dan dilas untuk dibangun sesuai dimensi yang diinginkan, sedang radiator panel terbuat dari pelat baja bercanai dingin (colled rolled steel sheets). Transformator jenis ini umumnya dilengkapi dengan transformator dan digunakan untuk kapasitas transformator 25.000 kva 

Hermatically Sealed Tank With N2 Cushined Tipe tangki jenis ini hampir sama dengan tipe conventional dimana terdapat perbedaan diatas permukaan minyak terdapat gas nitrogen untuk mencegah kontak antara minyak dengan udara luar.



Jenis Sirip (tank corrugated) Badan tangki terdiri dari pelat baja bercanai dingin yang menjalani penekukan, pemotongan dan proses pemotongan otomatis untuk membentuk badan tangki bersirip dengan siripnya berfungsi sebagai radiator pendingin dan alat bernafas yang sama. Umumnya jenis transformator ini berkapasitas 4000 kva dibuat dengan bentuk tangki corrugated .

2.5.6 Alat Pernapasan Transformator (Dehydr atin g Br eather )[9]

Suhu pada minyak transformator akan berubah-ubah sesuai dengan pembebanan yang ada pada tiap transformator. Bila suhu minyak transformator tinggi maka minyak akan memuai dan mendesak udara diatas permukaan minyak keluar dari dalam tangki. Sedangkan jika suhu dari minyak trafo turun maka minyak akan menyusut dan suhu udara luar akan masuk kedalam tangki. Permukaan minyak transformator akan selalu bersinggungan dengan udara luar yang menurunkan nilai tegangan tembus pada minyak transformator maka untuk mencegah hal tersebut terjadi pada ujung pipa penghubung udara luar dilengkapi

23


dengan tabung kristal zat hygroskopis. Semua proses ini disebut dengan pernafaan transformator. 2.5.7 Relay Proteksi [9] 

Relai arus lebih Berfungsi untuk mengamankan arus lebih yang mengalir melalui

transformator karena nilainya melebihi dari batas normal arus yang dijinkan mengalir. Adapun arus lebih dikarenakan adanya pembebanan dan hubung singkat yang terjadi. Biasanya arus lebih dapat dideteksi dengan CT ( Current Transformer). 

Relai Bucholz Relai ini berfungsi untuk mendeteksi dan mengamankan transformator dari

gangguan transformator yang menimbulkan gas. Adapun gas dapat disebabkan oleh beberapa hal seperti :





Hubung singkat antar fasa



Hubung singkat fasa ke ground



Hubung singkat antar belitan atau dalam phasa



Busur api listrik antar laminasi



Busur api listrik karena kontak yang kurang baik

Relai Difffrensial Relai ini berfungsi untuk melindungi bagian dalam transformator dari

kejadian flashover yaitu antara kumparan dengan kumparan, kumparan dengan tangki, atau belitan dengan belitan di dalam kumparan. 

Relai Hubung Tanah Relai proteksi ini berfungsi untuk mengamankan gangguan jika terjadi

hubung singkat antara satu fasa ke tanah. 

Relai Tangki Tanah Relai ini berfungsi untuk mengamankan bila terjadi gangguan pada daerah

yang bertegangan dengan bagian dari daerah yang tidak bertegangan dalam transformator. 

Relai Tekanan Lebih 24


Relai ini berfungsi sebagai pengaman bagian dalam transformator. Sebenarnya relai ini identik dengan relai bucholz. Perbedaannya hanya jika relai ini hanya bekerja oleh kenaikan tekanan gas yang tiba-tiba terjadi sehingga mentripkan pemutus Tenaga (PMT). Biasanya jenis relai ini terdapat pada tangki transformator, untuk menjaga perubahan tekanan gas dalam tangki transformator, agar tangki transformator tersebut tidak pecah apabila diberi kenaikan tekanan gas tertentu Relai Thermis



Relai ini berfungsi sebagai pengaman dari kerusakan isolasi transformator. Akibat kenaikan suhu yang terjadi pada kumparan yang menimbulkan panas lebih karena adanya arus lebih yang terjadi. 2.5.8 Meter Indicator [9]

Untuk mengawasi selama transformator beroperasi maka ada indikator yang dipasang pada transformator. Adapun beberapa indikator yang umumnya dipasang pada transformator yaitu: 

Indikator tekanan gas nitrogen



Indikator permukaan minyak transformator



Indikator suhu minyak transformator



Indikator sistem pendingin, dsb.

2.5.9 Tap Changer [9]

Tap

changer adalah

perubah

perbandingan

transformator

untuk

mendapatkan tegangan operasi sekunder sesuai dengan yang diinginkan dari tegangan primernya. Tap changer dapat dilakukan pada keadaan berbeban (onload) dan dalam keadaan tidak berbeban (off-load). 2.5.10 Kegagalan Isolasi Transformator [9]

Kegagalan isolasi (Insulation failure) dapat disebabkan oleh beberapa hal yakni: usia, berkurangnya kekuatan dielektrik, dikarenakan tegangan lebih. Pada prinsipnya tegangan pada isolasi transformator merupakan suatu tarikan atau tekanan yang harus dilawan oleh gaya dalam isolasi itu sendiri agar isolasi tersebut

25


tidak mengalami kegagalan. Berikut faktor yang mempengaruhi mekanisme kegagalan isolasi transformator yaitu: 

Partikel Partikel debu atau serat selulosa dari sekeliling dielektrik padat selalu

tertinggal dalam cairan. Apabila ada medan listrik maka partikel ini akan terpolarisasi. Jika partikel ini memiliki permitivitas yang lebih besar dari pada permitivitas

cairan

maka

suatu

gaya akan

terjadi

pada partikel

yang

mengarahkannya ke daerah yang memiliki tekanan elektris maksimum diantara elektroda-elektroda.. Hal ini akan menyebabkan adanya jembatan hubung singkat antara elektroda. Arus yang mengalir sepanjang jembatan ini menghasilkan pemanasan lokal dan menyebabkan kegagalan. 

Air Air yang dimaksudkan disini ialah air yang ada pada isolasi cair

transformator yaitu pada minyak transformator. Adapun pada kondisi normal, kandungan air yang diijinkan ada dalam minyak transformator kurang dari 10 %. Medan listrik akan menyebabkan tetesan air yang tertahan dalam

minyak

transformator yang memanjang searah medan dan pada medan kritis. Saluran kegagalan ini akan memanjang dari ujung tetesan yang memanjang sehingga menghasilkan kegagalan total. 

Gelembung Pada gelembung dapat terbentuk kantung-kantung gas yang terdapat dalam

lubang-lubang yaitu dengan penguraian molekul-molekul cairan menghasilkan gas atau dengan penguraian cairan lokal melalui emisi elektron dari ujung tajam katoda. Gas elektrostatis sepanjang gelembung segera terbentuk dan ketika kekuatan kegagalan gas lebih rendah dari cairan, medan yang ada di dalam gelembung melebihi kekuatan uap yang menghasilkan lebih banyak gelembung dan uap sehingga membentuk jembatan pada seluruh celah yang menyebabkan terjadinya pelepasan secara sempurna. [9] 2.6. Penuaan (Aging)

Kandungan air, oksigen dan produk penuaan minyak transformator merupakan penyebab degradasi isolasi transformator yang kemudian dapat 26


mengurangi umur transformator secara signifikan. Proses pemburukan isolasi transformator melibatkan difusi air yang terjadi secara perlahan-lahan, gas dan produk dari penuaan memberikan pengaruh yang buruk pada struktur isolasi dari transformator yang disebut struktur tipis (isolasi kertas pada belitan dan coils, pressboard sheets) yang merupakan 40-60 % dari total massa isolasi transformator. Bagian paling panas dari transformator merupakan faktor penyebab percepatan kegagalan isolasi. Produk penuaan yang agresif akan diserap oleh bahan isolasi yang kemudian akan menghancurkan selulosa dan membawa pengaruh yang buruk pada minyak baru setelah refill . Rekondisi dari minyak transformator merupakan salah satu cara yang dapat digunakan untuk memperpanjang umur transformator. 2.6.1 Kadar Air

Adanya kontaminasi air biasanya berasal dari embun yang berasal dari udara luar. Tetapi biasanya ada 3 faktor yang menyebabkan kadar air dalam isolasi transformator menjadi berlebihan antara lain sebagai berikut: 

Penuaan selulosa dan minyak



Air yang berasal dari udara luar



Embun yang tertinggal di dalam struktur tebal isolasi transformator tidak menguap.

Mekanisme masuknya air di dalam isolasi transformator adalah dengan masuknya udara yang lembab atau bisa saja air dari luar masuk melalui bagian transformator yang tidak tertutup rapat (kebocoran). Air hujan bisa juga menjadi salah satu penyebab terjadinya kontaminasi pada isolasi transformator dalam waktu yang relatif cepat. Selain itu pengembunan di dalam transformator juga dapat terjadi pada saat proses inspeksi. Penuaan yang terjadi pada isolasi transformator baik i solasi padat maupun isolasi cair akan mengakibatkan jumlah air yang banyak sehingga menyebabkan nilai suhu akan naik sehingga kerusakan pun dapat terjadi dengan cepat. Molekul air akan menyebabkan suhu meningkat sehingga air akan berpindah terutama dari sekitar titik panas ke belitan.

27


2.6.2 Kontaminasi Partikel

Didalam proses pembuatan

minyak transformator biasanya akan

terbentuk selulosa, besi, aluminium dan tembaga dan partikel lainnya. Terjadinya penuaan dan meningkatkannya temperatur lama-kelamaan akan membentuk partikel-partikel yang mengendap. Terjadinya pemanasan yang berlebih diatas 5000 C dapat menimbulkan terbentuknya karbon. [9] Akibat dari kontaminasi partikel maka akan menurunkan kekuatan dielektrik bahan isolasi transformator. Oleh karena itu dalam proses pembuatan minyak isolasi transformator sangat perlu meminimalkan kontaminasi partikel yang dapat mengontaminasi minyak tersebut. Antara lain ialah partikel yang bersifat konduktif diantara karbon, logam , fiber. 2.7. Penuaan Isolasi Padat [9]

Kertas merupakan salah satu jenis bahan isolasi padat yang digunakan dalam peralatan tegangan tinggi. Isolasi kertas masih banyak digunakan terutama untuk instalasi di darat dalam rentang tegangan ekstr a tinggi. Isolasi kertas yang biasanya digunakan adalah kertas kraft. Kertas kraft terdiri dari 90 % selulosa, 6-7 % lignin dan 3-4 % penosan. Kertas kraft digunakan secara luas dalam oil filled power transformer sebagai bahan isolasi padat[13] Salah satu penggunaan isolasi kertas adalah sebagai isolasi transformator. Transformator menggunakan isolasi kertas dan minyak (disebut dengan isolasi kertas-minyak). Pada saat transformator beroperasi, akan timbul senyawa-senyawa akibat proses penuaaan isolasi yang digunakan. Senyawa CO, CO2 dan furfural (2furaldehid) merupakan senyawa yang terbentuk karena adanya proses penuaan isolasi transformator Selain senyawa-senyawa tersebut, pada saat transformator beroperasi juga terjadi air. Air pada isolasi transformator disebabkan oleh proses oksidasi isolasi kertas-minyak dan penetrasi udara atmosfer ke dalam tangki transformator. Pada saat transformator beroperasi, terjadi kenaikan suhu pada komponen-komponen transformator yang mengakibatkan kenaikan suhu pada isolasi transformator akan mengakibatkan perubahan karakteristik isolasinya.

28


2.8. Pengujian Isolasi Minyak Transformator 2.8.1. Polarization Index (PI) Test [10]

Isolasi elektrik merupakan bahan higroskopis sehingga keberadaan moisture sangat memungkinkan meskipun dalam jumlah yang sedikit. Molekul air sangatlah polar. Ketika medan listrik dilewatkan pada bahan isolasi maka bahan isolasi akan mulai menyerap elektron dari molekul hidrogen dan menyebabkan ionisasi hidrogen. Dengan kata lain, molekul pembentuk air berada pada medan listrik Pengukuran tahanan isolasi antara penghantar tembaga dengan tanah atau ground pada sebuah mesin listrik diukur dengan menggunakan alat ukur High Voltage Tester atau Insulation Resistance Meter, dimana tegangan DC diinputkan ke titik pengukuran yang nilainya tergantung dari tegangan operasi mesin listrik tersebut. Beberapa teknisi menyebutkannya sebagai Megger, meskpun sebenarnya megger merupakan salah satu merk alat ukur tersebut. Tegangan yang dapat diinputkan pada titik pengukuran tersebut akan menghasilkan arus bocor yang melewati isolasi belita n sehingga besarnya arus yang melewati belitan menjadi hasil pembacaan pada Insulation Tester (Megger) yang setelah dikonversi akan ditampilkan dalam nilai tahanan (Resistance) dengan satuan Mega Ohm. Tegangan DC yang diinputkkan untuk peralatan low voltage adalah sebesar 100-600 V dan untuk medium voltage antar a 1000-5000 V. Untuk peralatan listrik tegangan rendah (low voltage), nilai tahanan isolasi (Insulation Resistance) normal antar phasa ke tanah harus lebih besar dari satu Mega Ohm. Jika didapati nilai tahanan lebih kecil dari pada satu mega ohm maka isolasi belitan peralatan tersebut perlu diperiksa, dikeringkan, dibersihkan dan bila hasil pembacaan masih menunjukkan nilai yang rendah, maka perlu dilakukan refurbish. Berikut adalah kriteria yang menunjukkan nilai PI terhadap kon disi isolasi berdasarkan standar IEEE C57.152.2013 untuk trafo [10]:

29


Tabel 2.4 Standar Nilai PI untuk Transformator <1

Dangerous

1.0-1.1 Poor 1.11.25

Questionable

1.252.0

Fair

<2.0

Good

2.8.2 Br eakdown Di electr ic Voltage (BD V)

Merupakan pengujian untuk mengetahui tegangan berapa isolasi minyak trafo mengalami breakdown. Metode pengujian yang dapat dilakukan antara lain ASTM D-1816 dan ASTM D-877. Standar nilai hasil pengujian untuk kedua metode tersebut adalah: Tabel 2.5 Standart ASTM D 877 pengujian kekuatan dielektrik

Oil Type Mineral Oil Silicone Oil HMWM Sythetic ester Natural Ester

[11]

Typical Breakdown Values Using D877 Test Method New Oil 45 KV 40 KV 52 KV 43 KV 56 KV

Semakin tinggi nilai hasil pengujian tegangan tembus minyak, maka kekuatan isolasi minyak juga akan semakin tinggi. Tegangan tembus minyak mengalami penurunan seiring dengan bertambahnya partikel-partikel hasil oksidasi dan kandungan air dalam minyak. Dalam membuat analisa kondisi isolasi, selain hasil pengujian kekuatan dielektrik harus diperhatikan juga kandungan air dan oksigen. Kombinasi antara dua zat ini dengan energi panas akan mengakibatkan kerusakan pada isolasi kertas sebelum nilai kekuatan dielektrik di bawah standart.

30


2.8.3 Dissolved Gas An alysis (DGA )

Dissolve Gas Anaysis (DGA) secara harafiah dapat diartikan sebagai analisis kondisi transformator yang dilakukan berdasarkan jumlah gas terlarut ( fault gas) dalam minyak transformator. Jenis kegagalan yang dapat dideteksi me lalui uji ini adalah[10] : 1.

Gangguan termal (Thermal Fault) Pemanasan lokal yang terjadi pada lilitan (winding) dimana kenaikan suhu

melampaui batas ketahanan material isolasi pemburukan minyak isolasi pada suhu 150 0C sampai 500 0C yang menghasilkan molekul rata-rata gas ringan dalam jumlah besar seperti H 2 (Hidrogen), CH4 (Methana) dan sedikit molekul gas yang lebih berat C2H4 (etilen) dan C2H6 (etana). Selain pemburukan minyak, pemburukan thermal juga terjadi pada kertas isolasi transformator. Pemburukan kertas ini ditunjukkan dengan kemunculan gas CO dan CO 2. 2. Korona (Partial Discharge) Pada umumnya menghasilkan gas hidrogen. Salah satu contoh partial discharge berupa pelepasan muatan (discharge) dari plasma dingin (corona) pada gelembung gas (menyebabkan pengendapan pada isolasi padat) ataupun tipe percikan (menyebabkan proses perforasi atau kebolongan pada kertas yang bisa saja sulit untuk dideteksi). 3. Busur Api (Arching) Pelepasan muatan listrik (electrical disharge) yang berlangsung lama dan akan menimbulkan bunga api atau kilatan cahaya. Saat electrical discharge mencapai kondisi arching atau bagian discharge berkelanjutan suhu bisa mencapai 700-1800 0C menyebabkan terjadi gas asetilen. DGA pada dasarnya merupakan pengujian dengan menggunakan sampel minyak transformator. Sampel yang diuji harus dalam keadaan vakum agar kandungan gas-gas yang ada dalam minyak transformator tersebut tidak memuai. Untuk melakukan pengambilan sampel dapat dilakukan dengan cara mengambil sampel dari valve tangki minyak trafo. Setelah itu untuk menginterprestasikan hasil data, PT Badak NGL menggunakan bantuan alat transport X , dimana alat ukur ini bekerja mengukur kandungan gas dengan menggunakan metode photo-acoustic spectrometer sebagai 31


lawan dari metode chromatograph. Kemampuan gas dalam menyerap radiasi elektromagnetik, seperti cahaya infra-red , menyebabkan efek photo-acoustic. Radiasi elektromagetis yang terserap menyebabkan meningkatnya suhu gas sehingga juga menaikkan tekanan gas yang ada di dalam tabung uji. Dengan mengatur sumber cahaya, maka tekanan gas juga akan berfluktuansi yang akan menyebabkan

amplitudo

dari

tekanan

terdeteksi

dengan

menggunakan

mircophones yang sensitif.

Gambar 2.8 Transport X Interpretasi hasil DGA dapat dianalisis berdasarkan beberapa metode, yakni: 

Total Combusti ble Gas (TCG)

Menurut IEEE trafo yang sehat harus mengandung 0-720 ppm (v/v) konsentrasi TCG atau gas-gas yang mudah terbakar yaitu hidrogen (H 2) dan hidrokarbon rantai pendek seperti metana (CH4), etana (C2H6), etilen (C2H4) dan asetilen (C2H2). Jumlah konsentrasi (ppm) dari masing-masing gas tersebut diatas merupakan kandungan total dissolved combustible gases (TDCG) Berdasarkan standart IEEE C57-104-1991 serta ASTM D-3612 memberikan petunjuk mengenai penggunaan analisis dengan TCG serta kandungan gas-gas secara individual.

32


Tabel 2.6 Konsentrasi gas-gas terlarut (ppm) berdasarkan metode TCG Standar Yang diperbolehkan Pengujian Gas

ABBR

Hydrogen Carbon Dioxide Carbon Monoxide Ethylene Methane Acetylene Ethane TDCG

H2 CO2

Kondisi 1 100 2500

CO C2H4 CH4 C2H2 C2H6

Kondisi 2

Kondisi 3

101-700

701-1800

2500-4000

4001-10000

Kondisi 4 >1800 >10000

350 50

351-570 51-100

571-1400 101-200

>1400 >200

120

121-400

121-400

>1000

1 65 720

2-9 66-100 721-1920

Oct-35 101-150 1921-4630

>35 >150 >4630

*Gas CO2 tidak termasuk ke dalam TDCG Masing-masing kondisi transformator diatas dikelompokan sesuai konsentrasi TCG ataupun konsentrasi Combustible Gas maksimum yang diijinkan. Untuk diagnosis dan penanganan terhadap kondisi trafo berdasarkan tabel berikut Tabel 2.7 Diagnosis dan penanganan terhadap kondisi trafo berdasarkan metode TCG Kondisi

Konsentrasi TCG dan

Diagnosis

atau konsentrasi gas

Prosedur Penanganan

individual

Kondisi 1

TCG < 720 ppm atau

Trafo beroperasi

-Tidak perlu

konsentrasi tertinggi gas

dengan normal

dilakukan

individual berdasarkan

penanganan

tabel 6

khusus -Lanjutkan pengoperasian

33


Kondisi 2

TCG 721-1920 ppm atau

TCG berada

-Lanjutkan

konsentrais tertinggi gas

diatas normal

tindakan


kegagalan

pencegahan agar

tabel 5

mungkin terjadi

gejala tidak terus

pada kondisi ini

berlanjut - Lakukan investigasi untuk masing-masing combustible gas yang melebihi batas normal

Kondisi 3

TCG 1921-4630 ppm

TCG pada level

-Segera lakukan

atau konsentrasi tertinggi

ini menunjukkan

tindakan

gas individual

telah terjadi

pencegahan agar

berdasarkan tabel 5

dekomposisi

gangguan tidak

tingkat tinggi

berlanjut -Lakukan investigasi lebih cermat untuk masing-masing combustible gas yang terdeteksi -Segera ambil tindakan perbaikan

Kondisi 4

TCG>4630 ppm atau

-Terjadi

Laju

konsentrasi tertinggi gas

dekomposisi

pembentukan gas

yang berlebihan

dan penyebabnya

34



dan menyeluruh

harus segera

tabel 6

dalam minyak.

diidentifikasi dan

-Meneruskan

dilokalisir

operasional dapat menyebabkan gangguan yang serius Sumber : Farida, Lailiyana.2010 

Metode Gas Kunci ( Key Gas M ethod )

Berdasarkan pada standar IEEE C57.104.1991. Dengan melihat komposisi dari gas-gas kunci pada data akan dapat mempermudah dalam mendiagnosis kondisi minyak transformator. Tabel 2.8 Metode Gas Kunci dan analisis gangguan Gas Kunci

Kriteria

Diagnosis Gangguan

Asetilen (C2H2)

Konsentrasi gas C2H2

Arching

dan H2 dalam jumlah yang besar disertai timbulnya gas CH 4 dan C2H4 dalam jumlah kecil. CO dan CO2 juga dapat timbul jika terjadi dekomposisi pada selulosa Hidrogen (H2)

Konsentrasi H2 dalam jumlah besar, CH4 tidak terlalu banyak, serta C2H6 dan C2H4 dalam jumlah kecil. CO dan CO2 juga timbul jika terjadi dekomposisi pada selulosa 35

Corona (PD)


Etilen (C2H4)

Konsentrasi C2H4 dalam

Overheating of oil

jumlah besar, C2H6, CH4 dan H2 dalam jumlah kecil serta sedikit konsentrasi CO Karbon Monooksida

Konsentrasi CO dan

(CO)

CO2 dalam jumlah

Overheating of cellulose

besar. Gas-gas hidrokarbon dapat juga timbul.



Metode Doernenburg

Metode analisis berikut adalah melakukan evaluasi kemungkinan kegagalan melalui gas terpisah yang mudah terbakar yang ditimbukan. Penggunaan perbandingan gas sebagai indikasi sebuah kemungkinan jenis kegagalan merupakan proses dasar yang harus dilakukan karena berdasarkan pengalaman masing-masing investor dalam menghubungkan analisis gas dari berbagai unit dengan jenis kegagalan yang kemudian ditetapkan sebagai penyebab kegagalan ketika transformator diuji. Diagnosa teori berdasarkan prinsip penurunan panas menggunakan beberapa perbandingan gas kunci yang mudah terbakar sebagai indikator jenis kegagalan. Kelima perbandingan tersebut antara lain: Tabel 2.9 Rasio Perbandingan Gas

Rasio

Perbandingan Zat

R1

CH4/H2

R2

C2H2/C2H4

R3

C2H2/CH4

R4

C2H6/C2H2

R5

C2H4/C2H6

36


Metode

Doernenburg

menggunakan

rasio

1,2,3,4.

Prosedur

ini

membutuhkan tingkat signifikan gas untuk ditampilkan agar membuat diagnosa semakin valid. No FAULT N, H2,CH4,C2H2, C2H4,>2L1

INPUT GAS

RATIO TEST OK Y

N CH6,CO,>2L1

R1<0.1 N

Y

R3<0.3 Y N

RATIO ANALYSIS NOT APPLICABLE RESAMPLE

N

R4>0.4 N Y

PARTIAL DISCHARGE

FAULT NOT IDENTIFICABLE RESAMPLE N R2>0.75

R1 0.1 to 1.0 Y N

Y

N R3>0.3

Y

N R4<0.4 Y

DISCHARGE ARCING

FAULT NOT IDENTIFICABLE RESAMPLE N R2<0.75

R1>1.0 Y

N R3<3.0 Y

N R4>0.4 Y

THERMAL FAULT

Gambar 2.9 Diagram Alir Metode Doernenburg

Tabel 2.10 Rasio untuk gas kunci Doernenburg R1

R2 R3

Diagnosa Kegagalan Minyak

Gas Udara

Dekomposisi Thermal

>1

Partial Discharge (PD) intensitas rendah Arching (PD Intensitas Tinggi)

Minyak

Gas Udara

>1

<0.75

<1

<0.1

<0.01

0.1-1

0.011

R4

Minyak

Gas Udara

Minyak

Gas Udara

<0.3

<0.1

>0.4

>0.2

tidak ditentukan

<0.3

<0.1

>0.4

>0.2

<0.75

>0.3

>0.1

<0.4

<0.2

>1

Berikut ini adalah tabel batas konsentrasi gas terlarut menurut metode doernenburg yaitu

37


Tabel 2.11 Batas konsentrasi gas terlarut (Doernenburg) Konsentrasi L1 [µl/L



Gas kunci

(ppm)]]

Hidrogen

100

Metana

120

Karbon Monoksida

350

Acetilena

1

Etilena

50

Etana

60

Metode Rasio Rogers

Metode ini merupakan salah satu pelengkap untuk analisis kandungan gas terlarut dalam minyak trafo. Rasio Roger diperoleh dengan membandingkan kualitas dari berbagai gas-gas kunci yang akan memberikan sebuah nilai rasio suatu gas kunci terhadap gas lainnya. Metode ini memiliki prosedur yang mirip dengan metode doernenburg dengan menggunakan rasio R1,R2,R3,R4.

38

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEngineeringSection,TechnicalDepartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur R2<0.1 N

INPUT GAS

Y

R1 0.1-1.0 Y N

R5<1.0 Y N

R5 1.0-3.0 Y

CASE O NO FAULT

CASE 3 LOW TEMPERATURE TERMAL OVERLOADING

R1 = CH4/H2 R2 = C2H2/C2H4

R1 >1.0 Y

R5 1.0-3.0 Y

Case 4 THERMAL <700 C

R5 = C2H4/C2H6

R5>3.0

Y

R2<0.1 Y

R1<0.1 Y

R5<1.0

R2 1.0-3.0 Y N

R1 0.1-1.0 Y

R5>3.0

CASE 5 THERMAL >700 C

CASE 1 PARTIAL DISCARGE

CASE 2 HIGH ENERGY ACRHING

Gambar 2.10 Diagram alir doenenburg Rasio Rogers diperoleh dengan perbandingan gas-gas CH 4/H2,C2H6/CH4, C2H4/C2H6,C2H2/C2H4. Jika diperoleh perbandingan gas-gas tersebut <= 1 maka Rasio Rogers bernilai 0. Nilai dan diagnosis gangguan dengan Rasio Rogers dapat dilihat pada tabel 2.12 berikut Tabel 2.12 Diagnosis gangguan dengan metode Rasio Rogers CH4/H2 R1 0 1 1 0 0 1

C2H6/CH4 R2 0 0 1 1 0 0

C2H4/C2H6 R3 0 0 0 0 1 1

C2H2/C2H4 R4 0 0 0 0 0 0

Circulating current and/or overheating joints

0 0

0 1

0 0

1 1

Flashover without power follow-through Tap changer selector breaking current

0

0

1

1

Arc with power follow-through-or persistent sparking

39

Diagnosis Normal deterioration Slight overheating-below 150 C Slight overheating-150 C -200 C Slight overheating-200 C -300 C General conductor oveheating


2.9 Pengujian Furan

Pengujian furan dilakukan apabila hasil pengujian rasio pertambahan CO2/CO bernilai 3 atau kurang. Furan adalah molekul organik yang dihasilkan dari penurunan isolasi kertas akibat pemanasan berlebih, oksidasi dan asam. Pengujian yang dilakukan adalah pengujian untuk 5 macam furan yang disebabkan oleh hal, yaitu: 5H2F (5 hidroksimetol 2 furaldehd) yang disebabkan oleh oksidasi 2 FOL (2 Fulfurol) disebabkan oleh kandungan air yang tinggi pada kertas 2FAL (2Furaldehid) disebakan oleh pemanasan berlebih 2ACF (2Asetilfuran) disebakan oleh petir 5M2F (5 Metil 2 Furaldehid) disebabkan oleh hotspot pada belitan. Pada isolasi yang bagus, seharusnya jumlah keseluruhan furan yang terdeteksi kurang dari 100 ppb. Jika terjadi kerusakan pada kertas, maka hasil uji furan akan lebih dari 100 ppb sampai 70.000 ppb. Minyak harus reklamasi jika jumlah furan melebihi 250 ppb karena kertas telah mengalami penurunan kondisi dan usia transformator berkurang. Hasil pengujian furan ini dikorelas i dengan hasil pengujian IFT dan keasaman. Asam menyerang isolasi kertas menghasilkan furan dan akan menyebabkan IFT turun. Untuk mendapatkan hasil yang lebih baik, analisa hasil pengujian dilakukan berdasarkan trend hasil pengujian bukan pada satu hasil pengujian saja. Hal yang perlu diperhatikan dalam menjaga kondisi isolasi transformator adalah kandungan gas oksigen. Gas ini sangat berbahaya karena menimbulkan oksidasi di dalam trafo. Oksigen di dalam minyak berasal dari adanya kebocoran dan penurunan kondisi isolasi. Kandungan oksigen dalam l ebih dari 2000 ppm akan mempercepat perburukan isolasi kertas. Minyak harus di-treatment apabila kandungan oksigen mencapai 10.000 ppm. 2.10 Duval Tri angle

Koordinat segitiga : % CH4 = CH4 /(CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H4= C2H4 (CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H2= C2H2 / (CH4+C2H4+C2H2)*100% 40


Berikut adalah gambar duval triangel sebagai berikut:

Gambar 2.11 Duval Triangle Kode gangguan yang dapat dideteksi dengan Dissolved Gas Analysis (DGA) menggunakan metode segitiga ini: •PD = Discharge sebagian •D1 = Discharge energi rendah •D2 = Discharge energi tinggi •T1 = Thermal faults pada temperatur < 300 oC •T2 = Thermal Faults pada temperatur 300oC 700oC •Zona DT = campuran termal dan electrical faults 2.11 Proses Purifikasi

Oil Treatment Plant adalah alat yang dirancang khusus untuk treatment minyak transformator. Purifying merupakan proses pemurnian kembali minyak transformator dengan menggunakan alat yang disebut High Vacuum Oil Purifier [9]. 41


Purifikasi atau rekondisi minyak isolasi adalah proses menghilangkan materi yang dapat menimbulkan kelembaban, gas-gas yang terlarut, dan materi yang mengganggu lainnya. Ada 3 proses dalam purifikasi ini: 1. Heating

Minyak transformator 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 transformator tetap pada komposisi semula dan juga menguraikan asam yang terkandung di dalam minyak. 2. Pengabutan

Setelah minyak dalam kondisi panas maka minyak akan dikabutkan. Hal ini untuk memisahkan antara minyak dan uap setelah itu it u divakum dengan tekanan 0,68 bar, sehingga uap air dan kandungan kandungan asam dapat terurai dan terpisah dari minyak. 3. Penyaringan

Setelah minyak terpisah dari uap air dan asam, minyak transformator tersebut disaringkan dan dipadatkan. Hal ini dilakukan untuk mencegah adanya gelembung udara.

42


DGA Test

•

Pengujian

•

Minyak dipompa keluar dari transformator

Transformator

• •

Tangki Purifikasi

•

Filter: Menyaring kotoran-kotoran dalam minyak Heater: Memanaskan minyak supaya air mulai terpisah dari minyak Pengkabutan: Melepaskan air dari minyak

BDV Test

•

Pengujian

Menampung hasil minyak transformator yang sudah baik sampai semua minyak terkuras

•

Tangki Penampungan Sementara

Purifikasi terakhir sebelum minyak diinjectkan kembali ke dalam transformator

•

Tangki Purifikasi

BDV Test

•

Pengujian

Minyak diinject kan ke dalam transformator Divakum dengan pompa supaya udara keluar dari tangki pompa Diisi nitrogen

• •

Transformator

•

DGA Test

•

Pengujian

Gambar 2.12 Diagram Alir Purifikasi

43


2.12 Jenis-jenis Kipas [12]

Kipas adalah sebuah alat yang berfungsi untuk menghasilkan aliran pada fluida gas seperti udara. Kipas memiliki fungsi yang berbeda dengan kompresor sekalipun media kerjanya sama, dimana kipas menghasilkan aliran fluida dengan debit aliran yang besar pada tekanan yang rendah, sedangkan kompresor menghasilkan debit aliran yang rendah namun tekanan kerja yang tinggi. Dengan fungsi yang berbeda dari kompresor tersebut, kipas banyak diaplikasikan seperti untuk kenyamanan ruangan (kipas meja/dinding), sistem pendingin pada kendaraan atau

sistem

permesinan,

ventilasi,

penyedot

debu,

sistem

pengering

(dikombinasikan dengan heater), membuang gas-gas berbahaya, dan juga supply udara untuk proses pembakaran (seperti pada boiler). Berdasarkan prinsip kerjanya, kipas dibagi menjadi dua macam yaitu: 1. Kipas Sentrifugal Kipas

sentrifugal

ini

menggunakan

prinsip

gaya

sentrifugal

untuk

membangkitkan aliran fluida gas. Mirip dengan pompa sentrifugal, udara masuk melalui sisi inlet yang berada di pusat putaran kipas sentrifugal tersebut, lalu terdorong menjauhi poros kipas akibat gaya sentrifugal dari sudu-sudu kipas yang berputar. Pada debit aliran yang sama, kipas sentrifugal menghasilkan tekanan udara outlet yang lebih besar bila dibandingkan dengan kipas aksial. Pada dunia industri, kipas ini sering diberi istilah blower.

Gambar 2.13 Kipas Sentrifugal

44


Sisi inlet kipas sentrifugal dapat didesain dengan dua inlet atau satu inlet saja. Hal ini tentu disesuaikan dengan kebutuhan debit aliran fluida yang ingin dihasilkan. Dengan menggunakan sistem double inlet akan didapat debii aliran yang lebih besar bila dibandingkan dengan yang single inlet.

Gambar 2.14 Kipas Sentrifugal Dengan Double Inlet

Karakteristik performasi dari kipas sentrifugal tergantung pada jenis dari bentuk sudu kipas yang digunakan. Secara umum, bentuk sudu kipas sentrifugal ada tiga jenis, yakni:

1. Backward Curved Blades Dengan bentuk sudu ini, kipas sentrifugal akan memiliki beberapa keuntungan sebagai berikut: 

Efesiensi yang tinggi, diatas 90%



Beroperasi dengan sangat stabi



Tidak berisik



Ideal digunakan pada kecepatan tinggi



Tidak memiliki karakter daya overload

45


Gambar 2.15 Tipe Sudu Backward Curve Beserta Kurva Karakteristiknya 2. Sudu Lurus (Straight Blade) Tipe sudu ini memiliki kelebihan sebagai berikut: 

Tahan terhadap abrasi



Perawatan yang simpel



Kapasitas yang luas

Namun disisi lain kipas sentrifugal jenis ini memiliki kelemahan yakni nilai efesiensi yang rendah, serta karakteristiknya yang tidak bebas overload power.

46


Gambar 2.16 Tipe Sudu Lurus Beserta Kurva Karakteristiknya 3. Radial Tip Blades Tipe ini sangat dianjurkan digunakan pada fluida-fluida gas yang sifatnya abrasif. Selain itu, kipas sentrifugal tipe ini memiliki keuntungan lain seperti berikut: 

Tidak memiliki karakter daya overload



Menghasilkan kapasitas besar



Beroperasi dengan angat stabil



Kemampuan untuk dapat membersihkan permukaan sudu dengan sendirinya

47


Gambar 2.17 Tipe Sudu Radial Tip Beserta Kurva Karakteristiknya 2. Kipas Aksial Sesuai dengan namanya, axial fan menghasilkan aliran fluida gas dengan arah yang searah pada poros kerja kipas tersebut. Kipas tipe ini merupakan kipas yang paling banyak penggunaannya di kehidupan sekitar kita. Hal tersebut tidak terlepas dari kemudahan desainnya yang tidak rumit serta dapat menghasilkan flow yang besar, kipas ini banyak digunakan sebagai alat pendingin pada berbagai kebutuhan. Drai pendingin CPU hingga komponen pendingin mesin kendaraan bermotor menggunakan kipas tipe aksial.

48


Karakteristik berbagai jenis fan axial, antara lain: 1. Fan Propeller

Gambar 2.18 Fan Propeller Keuntungan: 

Menghasilkan laju aliran udara yang tinggi pada tekanan yang rendah



Tidak membutuhkan saluran kerja yang luas (sebab tekanan yang dihasilkan kecil)



Murah sebab konstruksinya yang lebih sederhana



Mencapai efesiensi maksimum, hampir seperti aliran yang mengalir sendiri, dan sering digunakan pada ventilasi atap



Dapat menghasilkan aliran dengan arah berlawanan



Membantu dalam penggunaan ventilasi

Kerugian: 

Efesiensi energinya relatif rendah



Agak berisik

2. Fan Pipa Axial

Gambar 2.19 Fan Pipa Axial 49


Pada dasarnya fan propeler yang ditempatkan dibagian dalam silinder memiliki keutungan sebagai berikut: 

Tekanan lebih tinggi dan efesiensi operasinya lebih baik dari pada fan propeller



Cocok untuk tekanan menengah, penggunaan laju aliran udara yang tinggi



Dapat dipercepat sampai ke nilai tertentu (karena putaran massanya rendah) dan menghasilkan aliran pada arah yang berlawanan, yang berguna dalam berbagai penggunaan ventilasi.



Menciptakan tekanan yang cukup untuk mengatasi kehilangan di saluran dengan ruang yang relatif efesien yang berguna untuk pembuangan.

Adapun kerugian sebagai berikut: 

Relatif mahal



Kebisingan aliran udara sedang



Efesiensi energinya relatif rendah (65%)

3. Fan dengan baling-baling axial

Gambar 2.20 Fan Baling-baling axial Kentungan: 

Cocok untuk penggunaan tekanan sedang sampai tinggi (500mmWC), seperti induce draft untuk pembuangan boiler

50


Dapat dipercepat sampai ke nilai tertentu (karena putaran massanya rendah) dan menghasilkan aliran pada arah yang berlawanan, yang berguna dalam berbagai penggunaan ventilasi.



Cocok untuk hubungan langsnng ke as motor



Kebanyakan efesiensi energinya mencapai 85% ji ka dilengkapi dengan fan airfoil dengan arak ruang yang kecil

Kerugian: 

Relatif mahal bila dibandingkan dengan fan impeler

51


BAB III METODOLOGI PENELITIAN 3.1 Rancangan Penelitian

Dalam melakukan analisis kondisi transformator 48-PT-12-3A, penulis melakukan pengujian tegangan tembus, pengujian kandungan gas terlarut dalam minyak serta pengaruh pola pembebanan dan suhu terhadap susut umur transformator. Berikut ini dijelaskan kerangka pokok dari pelaksanaan penelitian dengan beberapa metode yakni: a. Studi kepustakaan

Studi kepustakaan diperlukan dalam upaya memecahkan masalah yang ada, mulai dari tahap awal sampai analisis dan menarik kesimpulan. Tujuan dari studi kepustakaan ini adalah untuk memahami konsep dan teori yang berkaitan dengan permasalahan yang diteliti. Studi kepustakaan dilakukan melalui sumber buku buku, jurnal, website, tugas akhir yang berkaitan dengan topik kerja praktek. b. Metode Pengumpulan Data

1. Metode observasi, yaitu pengumpulan data dengan mengadakan penelitian secara langsung di area Personal Community VI Millenium PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur. 2. Studi literatur, yaitu mengumpulkan data dari buku-buku referensi, modul-modul yang relevan dengan objek permasalahan. 3. Wawancara, data diperoleh dari hasil wawancara dengan pihak-pihak yang terkait. Tanya jawab dilakukan dengan mengajukan pertanyaan pertanyaan secara lisan maupun tulisan. 4. Dokumentasi, data yang diperoleh berasal dari arsip at au dokumen milik perusahaan, setelah data terkumpul, kemudian dilakukan pengolahan data dan analisis. c. Survey awal

Survey

awal

perlu

dilakukan

untuk

mengetahui

keadaan/kondisi

transformator. Mengetahui letak dan posisi transformator dilapangan, melakukan pemotretan awal, mencatat data transformator serta mengambil 52


data pembebanan dan suhu didalam kubikel trafo serta mencatat kemungkinan hambatan-hambatan dalam penelitian. d. Pengambilan Sample dan Penelitian Pada tahap ini dilakukan pengambilan sampel minyak transformator yang akan diteliti, yakni e. Kesimpulan dan Saran Tahap ini berisi kesimpulan akhir dari seluruh rangkaian penelitian yang telah dilakukan. Kesimpulan diambil berdasarkan hasil dari analisis data. Dari kesimpulan tersebut, dibuat saran-saran yang dapat menjadi masukan bagi pihak yang memerlukan. 3.2 Waktu dan Tempat

Waktu pelaksanaan kegiatan kerja praktek ini yaitu mulai dari tanggal 18 Januari 2016 sampai dengan 18 Maret 2016. Sementara tempat pelaksanaannya yaitu yaitu bertempatan di Facilities and Project Engineering dept . PT Badak NGL, Bontang, Kalimantan Timur. 3.3 Bahan dan Alat

Adapun alat yang digunakan dalam kegiatan Kerja Praktek ini yaitu: 

Transport X

Gambar 21 Transport X 53


Transport X adalah alat yang digunakan untuk mengukur nilai dissolve Gas Analysis (DGA) dan Breakdown voltage (BDV) dari minyak isolasi cair yang telah diambil dari transformator 48-PT-12-3A. Prinsip kerja Transport X ini adalah membaca kandungan gas ( fault gas) yang terdapat dalam minyak isolasi yang sebelumnya telah di purging terlebih dahulu. 

Transformator 48-PT-12-3A

Gambar 22 Transformator Stepdown 48-PT-12-3A Transformator 48-PT-12-3A merupakan transformator stepdown yang mentransformasikan tegangan 13,8 kv menjadi 380 v. Trafo ini terletak di PC (Personal Commuity) VI Millenium PT Badak NGL.

54


Thermogun

Gambar 23 Thermogun Alat ini merupakan pengukur suhu yang dipakai untuk mengukur suhu yang ada di dalam kubikel transformator 48-PT-12-3A. Prinsip kerja dari alat ini adalah mendeteksi temperatur atau suhu secara optikal (selama objek diamati), menggunakan metode pengukuran radiasi energi sinar infra mer ah, untuk kemudian digambarkan dalam bentuk suhu.

Gambar 24 Liquid dieletric Test Alat ini merupakan pengukur kemampuan tegangan tembus dari minyak transformator 48-PT-12-3A. Cara kerja alat ini adalah apabila minyak di masukkan 55


ke dalam wadah yang telah berisi bola pejal dengan jarak 2 mm, ketika liquid dielectric tester dihidupkan akan diketahui seberapa besar tegangan yang mampu di tahan oleh minyak transformator tersebut sebagai isolasi cair dari transformator. 3.4 Prosedur Pengambilan Data Suhu dan Pola Pembebanan Transformator

Berikut adalah prosedur pengambilan data suhu dan pembebanan terhadap transformator yaitu: 

Membuka kubikel dari transformator



Mengukur suhu dengan menggunakan thermogun ke atas tangki minyak transformator dan ke dalam kubikel dimana transformator diletakkan. Pengukuran suhu dilakukan selama satu minggu.



Mencatat suhu pada indikator minyak transformator



Data pembebanan diambil dari indikator arus pada bagian belakang transformator. Data pola pembebanan diambil setiap jam sekali dalam waktu satu minggu.

3.5 Prosedur Pengambilan Sampel Minyak Transformator 48-PT-12-3A

Persyaratan yang harus dipenuhi dalam pengambilan sampel minyak transformator adalah sebagai berikut: 

Sampel harus representatif terhadap kondisi minyak secara keseluruhan di dalam tangki transformator



Sampel tidak boleh terkotaminasi selama proses pengambilan sampel berlangsung



Sampel tidak boleh mengalami deteorisasi dini sebelum pengujian berlangsung. Setelah sampel diambil dengan prosedur yang tepat, sampel harus dihindarkan

dari pengaruh lingkungan yang dapat mengubah komposisi-komposisi dalam minyak sampel. Sampel harus ditutup rapat sehingga udara luar tidak masuk, sampel juga harus dihindarkan dari pengaruh sinar matahari karena sebahagian komposisi minyak sensitif terhadap sinar matahari.

56


Berikut adalah prosedur pengambilan minyak sampel yang benar: 

Pengambilan sampel harus dilakukan pada cuaca yang cerah



Minyak sampel diambil dari bagian bawah transformator



Saluran pengambilan minyak transformator harus dibersihkan sebelum sampel diambil



Tempat penyimpanan minyak harus dibilas terlebih dahulu dengan minyak sampel sebelum sampel yang sebenarnya dimasukkan ke tempat penyimpanan.



Mencatat semua informasi yang penting berkaitan dengan memberi label pada tempat penyimpanan.



Menutup dan menyegel sampel kemudian segera dilakukan pengujian DGA. Berikut adalah prosedur pengambilan sampel minyak transformator untuk

proses analisis kandungan gas terlarut yaitu: 

Sambungkan syringe (alat pengambil sampel minyak) ke saluran penguras minyak transformator seperti gambar 3.5 . Putar valve B pada posisi seperti gambar 3.5, sehingga minyak akan mengalir ke saluran pembuangan dan ditampung pada penampungan minyak kurang lebih 30 ml sampai 1 liter

Gambar 3.25 Syringe disambungkan ke saluran penyambungan minyak transformator 

Putar valve seperti gambar 3.6, sehingga minyak akan masuk ke syringe, ambil sampel minyak kurang lebih 30 ml, apabila sampel minyak yang diambil terdapat gelembung, sampel harus dibuang, untuk tahap pertama bisa dipakai untuk membersihkan atau melumuri tuas syringe dengan minyak

57


Gambar 26 Minyak dialirkan ke Syringe 

Tutup valve B seperti gambar 3.7, kemudian lepaskan syringe dari saluran penguras transformator. Putar valve A seperti seperti gambar D. Keluarkan gelembung minyak dari syringe dengan cara menekan keatas tuas syringe sampai semua keluar dari syringe dan keadaan syringe benar-benar vakum kemudian tutup valve syringe.

Gambar 27 Menvacum Syringe 

Ulangi lagi langkah sampai diatas sampai didapat sampel minyak dalam syringe tanpa gelembung udara atau vacum. Seperti gambar 3.8 kurang lebih 50 ml, kemudian tutup valve A dan lepaskan syringe dari saluran penguras transformator, kemudian sampel ini siap untuk diinjeksikan ke alat Transport X.

58


Gambar 28 Cara pengambilan sampel yang benar dengan syringe 3.6 Pengujian Tegangan Tembus

Pengujian dilakukan dengan menggunakan Liquid dieletric Test merek Hypotronics dengan seri DOO2267. Tegangan yang digunakan adalah 2000 Vps. Standar pengujian tegangan tembus mengacu pada standar ASTM D 877. Prosedur pengujian tegangan tembus adalah sebagai berikut: 

Masukkan sampel minyak transformtor yang akan diuji kedalam sel uji kirakira 400-500 ml



Tunggu gelembung udara menghilang, karena gelembung dalam udara dapat menurunkan tegangan tembus minyak



Atur jarak gep antara elektroda 2 mm sesuai standar ASTM D 877



Setelah semua siap tekan tombol ON, dan alat akan berkerja secara otomatis sampai terjadi tegangan tembus pada minyak, dan akan berhenti/ stop secara otomatis



Catat nilai yang tertera pada LCD yang merupakan nilai tegangan tembus minyak dalam satuan kv



Lakukan pengulangan pengujian sebanyak 3 kali.

59


Gambar 29 Liquid dieletric Tester

Gambar 30 Pelat Elektroda Bola Pejal Liquid dieletric Tester

60


BAB IV ANALISA DAN PEMBAHASAN 4.1 Transformator 48-PT-12-3A

Gambar 31 Nameplate Transformator 48-PT-12-3A Dari nameplate diatas didapatkan data-data sebagai berikut: Trafo 48-PT-12-3A

Spesifikasi

Merek Jenis Pendingin Impedance (%) Frekuensi Kva Tegangan Primer Tegangan Sekunder Arus Primer Arus Sekunder Berat

Trafindo Perkasa ONAN 4 50 Hz 500 13,8 KV 380 V 20,92 A 759,67 A 1940 Kg 560 Liter ONAN 1999 IEC -76 TH 24 C- 500 KVA 9930165 990103 LI 95 AC 38/ LI-AC 3 DYN-5

Oil (diala B) Tipe Pendingin Tahun Pembuatan Standard Tag Number Nomor Serial Nomor Pemesanan BIL (Kv) Vector Group

61


Transformator 48-PT-12-3A merupakan salah satu transformator stepdown yang berfungsi untuk mentransformasikan tegangan 13,8 KV menjadi 380 V. Transformator ini terletak di kawasan PC ( Personal Community) VI Millenium. Transformator ini jika beroperasi secara normal akan menanggung beban yang terlihat seperti tabel dibawah ini: Tabel 4.1 Beban Transformator 48-PT-12-3A No 1 2 3 4 5 6 7

CB 160 A 161 A 162 A 163 A 164 A 165 A 166 A

MCB 800 A 801 A 802 A 803 A 804 A 805 A 806 A

ELCB

Outlet/Lampu

Keterangan 48-PPASD-123A-1 48-PPASD-123A-2 48-PPASD-123A-3 48-PPASD-123A-4 48-PPASD-123A-5 Gereja Katolik

Spare

Gambar 32 Transformator 48-PT-12-3A Isolator yang digunakan pada transformator 48-PT-12-3A ini adalah jenis isolasi cair yaitu minyak transformator dan isolasi padat yang berupa kertas selulosa. Berikut adalah spesifikasi minyak transformator yang disaran oleh IEC 62535.

62


Tabel 4.2 Karakteristik Minyak Transformator Karakteristik Kekuatan Dielektrik Power Factor pada 20 C

Satuan KV %

Standard IEC 62535 Min. 30 Max. 0,005

Titik Tuang

dyne/cm

Min. 25

Viskositas pada 37,8 C Warna

C C

Max. -40 Min.135

Jumlah Asam

Min 9,4 (40 C)

Sulfur korosif

Mm2/s Skala ASTM

Kandungan Air

mg KOH/g

Max. 0,01

Titik Nyala

Klorida Inorganik, Sulfat

Max. 3,5 Tidak ada

Sulfur Bebas Nilai Endapan Setelah 336 Jam

ppm

Max. 35

%

Max. 0,02

Kandungan DBPC

% massa

4.2 Analisa Pengaruh Suhu dan Pembebanan Pada Transformator 48-PT-123A

Untuk dapat melakukan perhitungan maka diperlukan sej umlah technical data dari transformator 48-PT-12-3A, yaitu sebagai berikut: A. Data Transformator Merk

:

Trafindo Perkasa

Tahun Operasi

:

1999

Jenis Pendingin

:

ONAN

Impedance (%)

:

4.0

Frekuensi

:

50 Hz

Kva

:

500

Tegangan Primer

:

13,8 KV

Tegangan Sekunder

:

380 V

Arus Primer

:

20,92 A

Arus Sekunder

:

759,67 A

Berat

:

1940 Kg

Oil (diala B)

:

560 Liter

Standard

:

IEC -76 63


Tag Number

:

TH 24 C- 500 KVA

Nomor Serial

:

9930165

Nomor Pemesanan

:

990103

BIL (Kv)

:

LI 95 AC 38/ LI-AC 3

Vector Group

:

DYN-5

B. Data Temperatur Data temperatur harian trafo 48-PT-12-3A : 40 oC -70oC Data rata-rata temperatur di dalam kubikel trafo 48-PT-12-3A : 48.25oC C. Data Pembebanan Untuk data pembebanan bulan februari 2016 dapat dilihat pada tabel 4.3 Berikut ini: Tabel 4.3 Pembebanan transformator 48-PT-12-3A PT Badak NGL Transformator 48-PT-12-3A Jam

Suhu (C)

Amp

KVA

KW

KVAR

1.00

150

98.73

99

1.464589

40

2.00

150

98.73

99

1.464589

40

3.00

150

98.73

99

1.464589

40

4.00

150

98.73

99

1.464589

40

5.00

150

98.73

99

1.464589

40

6.00

150

98.73

99

1.464589

40

7.00

150

98.73

99

1.464589

40

8.00

150

98.73

99

1.464589

50

9.00

150

98.73

99

1.464589

54

10.00

160

105.3

105

1.562228

64

11.00

160

105.3

105

1.562228

62

12.00

160

105.3

105

1.562228

70

13.00

170

111.9

112

1.659868

61

14.00

170

111.9

112

1.659868

61

15.00

170

111.9

112

1.659868

62

16.00

175

115.2

115

1.708687

50

17.00

180

118.5

118

1.757507

50

18.00

180

118.5

118

1.757507

48

19.00

200

131.6

132

1.952786

46

20.00

200

131.6

132

1.952786

40

21.00

200

131.6

132

1.952786

40

22.00

150

98.73

99

1.464589

40

23.00

150

98.73

99

1.464589

40

24.00

150

98.73

99

1.464589

40

64


4.2.1 Pembebanan Transformator Dengan Beban Konstan 4.2.1.1 Perhitungan Pengaruh Pola Pembebanan terhadap Susut Umur Transformator

Untuk mendapatkan pengaruh dari berbagai pembebanan tenaga maka besarnya beban dibuat konstan menjadi seperti tabel dibawah ini, yaitu: Tabel 4.4 Variasi Beban Transformator No

Beban Transformator (%)

1 2

100 75

3

50

4

25

Perhitungan – perhitungan untuk beban 100% adalah sebagai berikut: 



Menentukan rasio pembebanan

 =   = 100% 100%  = 1.0

Menentukan kenaikan temperatur stabil top oil

 1   ∆ = ∆  1     . 1  51. 0  ∆ = 55  1  5  , 6 ∆ = 55 [6] ∆ = 55 

Menentukan kenaikan temperatur top oil

∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −  ∆ = 55  55  55 1  ∆ = 55  55  55 0,2835 ∆ = 55 )

65




Menentukan selisih temperatur antara hotspot dengan top oil

∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  551.0. ∆ = 23  =   ∆  ∆  = 48.25 55  ∆ = 126.25

Menentukan temperatur hotspot

23

o

C



Menentukan laju penuaan thermal relatif

 = 10.−⁄ .  = 10.  = 25.70 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 100% karena pengaruh penurunan isolasi belitan saja tanpa memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:



 = 3ℎ ∑4  ∑2   = 3 124 {4 25.70 25.70 25.70 25.70 25.70  25.70  25.70  25.70 25.70 25.70 25.70  25.70}  225.70  25.70  25.70 25.70 25.70  25.70  25.70 25.70 25.70 25.70 25.70  25.70  = 721 1233.6 616.8  = 25.7 /ℎ   ℎ  =       

Menghitung perkiraan sisa umur transformator

66


17 =         17  =   0  17 = 0.50 ℎ  = 325. 70



 =  75%  = 100%  = 0.7 5




 1   ∆ = ∆  1     . 1  50. 7 5 ∆ = 55  1  5  , 3. 8 1 ∆ = 55 [ 6 ] ∆ = 36.56




∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −  ∆ = 33.56  33.56 33.56 1  ∆ = 33.56  33.56 33.56 0,2835 ∆ = 33.56 ∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  550,75. ∆ = 14.51  =   ∆  ∆  = 48.25 33.56 14.51 )







67


 = 94.66 

o

C


 = 10−⁄ .  = 10.−⁄ .  = 10−.  = 0.82 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 




 = 3ℎ ∑4  ∑2   = 3 124 {4 0.82 0.82 0.82  0.82 0.82 0.82 0.82  0.82  0.82  0.82 0.82 0.82}  20.82  0.82  0.82  0.82 0.82 0.82 0.82  0.82  0.82  0.82  0.82 0.82}  = 721 39.36 19.68  = 0.82 /ℎ   ℎ  =        17 =         17  =    = 300.8217 = 15.85 ℎ




 = 

68


50%  = 100%  = 0.5




 1   ∆ = ∆  1     . 1  50. 5  ∆ = 55  1  5  , 2. 2 5 ∆ = 55 [ 6 ] ∆ = 22.75 


− ∆ = ∆  1  ∆  ∆  11  

∆ = 22.75 22.75  22.75 1  ∆ = 22.75 22.75  22.75 0,2835 ∆ = 22.75 ∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  550,5. ∆ = 7,58  =   ∆  ∆  = 48.25 22.75 7.58 ∆ = 78.58

)







o

C




 = 10−⁄ .  = 10.−⁄ .  = 10−.  = 0,10 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 69



 = 3ℎ ∑4  ∑2   = 3 124 {4 0.10 0.10 0.10  0.10  0.10 0.10 0.10  0.10 0.10  0.10  0.10 0.10}  20.10  0.10 0.10  0.10  0.10 0.10 0.10  0.010  0.10 0.10  0.10  0.10  = 721 0.48  0.24  = 0.10 /ℎ   ℎ  =        17 =         17  =    = 300,1017 = 130 ℎ








 =  25%  = 100%  = 0.25


 1   ∆ = ∆  1     . 1  50. 2 5 ∆ = 55  1  5 

70


, 1. 3 125 ∆ = 55 [ 6 ] ∆ = 14,006 


∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −   ∆ = 14.006  14.006  14.006 1   ∆ = 14.006  14.006  14.006 0,2835 ∆ = 14.006 ∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  550,25. ∆ = 2.5  =   ∆  ∆  = 48.25 14.006  2.5 ∆ = 64.75 )







o

C




 = 10−⁄ .  = 10.−⁄ .  = 10−.  = 0.021 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 25% karea pengaruh penurunan isolasi belitan saja tanpa memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:

 = 3ℎ ∑4  ∑2  71




 = 3 124 {4 0.021  0.021  0.021 0.021 0.021  0.021  0.021  0.021  0.021  0.021  0.021  0.021 20.021 0.021 0.021  0.021  0.021  0.021  0.021  0.021  0.021 0.021  0.021  0.021  = 721 1.008  0.504  = 0.021/ℎ   ℎ  =        17 =         17  =    = 30.0 02117 = 691.04 ℎ Menghitung perkiraan sisa umur transformator

Pada presentase pembebanan yang lain, umur trafo dapat ditentukan dengan perhitungan yang sama. Adapun dari hasil perhitungan diatas,

didapatkan

perbandingan antara pembebanan, susut umur trafo dan umur trafo seperti terlihat pada tabel 4.5 sebagai berikut: Tabel 4.5 Susut Umur dari berbagai macam pembebanan No 1 2 3 4

Beban (%) 100 75 50 25

Susut Umur (pu/hari) 26.15 1.17 0.11 0.02

Umur (tahun) 0.50 11.14 122.45 605.11

Dari tabel 4.5 dapat dianalisis jika trafo dengan pembebanan 100% maka sisa umur pemakaian trafo 0.5 tahun lagi setelah 17 tahun beroperasi sejak tahun 1999, jika dengan pembebanan 75% maka sisa umur pemakaian trafo 11.14 tahun lagi setelah 17 tahun beroperasi dengan susut umur sebesar 1.17 pu/hari, jika dibebani dengan pembebanan 50% maka sisa umur pemakaian trafo 122.45 tahun lagi setelah 17 tahun beroperasi dengan susut umur sebesar 0.11 pu/hari sedangkan

72


jika dibebani dengan pembebanan 25% maka sisa umur pemakaian trafo 605.11 tahun lagi setelah 17 tahun beroperasi dengan susut umur sebesar 0.02 pu/hari. Berikut adalah grafik perbandingan antara pola pe mbebanan dan susut umur transformator yaitu:

30 ) i r 25 a h / 20 u . p ( r 15 u m U10 t u s u S 5

0 25

50

75

100

Pembebanan (%)

Gambar 33 Grafik Hubungan Antara Susut Umur Dengan Pembebanan Transformator

4.2.1.2 Pengaruh Suhu Sekitar Terhadap Susut Umur Transformator

Perhitungan – perhitungan untuk beban 100% pada suhu 70 sebagai berikut: 




 =   = 100% 100%  = 1.0


 1   ∆ = ∆  1   

73

o

C adalah


 . 1  51. 0  ∆ = 55  1  5  , 6 ∆ = 55 [6] ∆ = 55 


∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −   ∆ = 55  55  55 1   ∆ = 55  55  55 0,2835 ∆ = 55 ∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  551.0. ∆ = 23  =   ∆  ∆  = 70  55  ∆ = 148 )







23

o

C




 = 10−⁄ .  = 10.  = 322.68 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 100% dan suhu 70oC

karena

pengaruh

penurunan

isolasi

belitan

tanpa

memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:

 = 3ℎ ∑4  ∑2  74


 = 3 124 {4 322.68  322.68 322.68  322.68 322.68  322.68 322.68  322.68 322.68  322.68  322.68 322.68}  2{322.68 322.68  322.68 322.68  322.68  322.68 322.68  322.68 322.68  322.68  322.68 322.68}  = 721 15488.95 7744.475  = 322.68 /ℎ

Perhitungan – perhitungan untuk beban 100% pada suhu 55 sebagai berikut: 




 =   = 100% 100%  = 1.0


 1   ∆ = ∆  1     . 1  51. 0  ∆ = 55  1  5  , 6 ∆ = 55 [6] ∆ = 55 


∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −  ∆ = 55  55  55 1  ∆ = 55  55  55 0,2835 ∆ = 55 )

75

o

C adalah





∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  551.0. ∆ = 23  =   ∆  ∆  = 55  55  ∆ = 133


23

o

C




 = 10−⁄ .  = 10.  = 57.03 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 100% dan suhu 55

o

C

karena

pengaruh

penurunan

isolasi

belitan

tanpa

memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai ber ikut:

 = 3ℎ ∑4  ∑2   = 3 124 {4 57.03 57.03 57.03 57.03 57.03  57.03  57.03  57.03 57.03 57.03 57.03  57.03}  257.03  57.03  57.03  57.03  57.03  57.03 57.03 57.03 57.03 57.03  57.03  57.03  = 721 2737.712  1368.85  = 57.03 /ℎ 76


Perhitungan – perhitungan untuk beban 100% pada suhu 40

o

C adalah

sebagai berikut: 




 =   = 100% 100%  = 1.0


 1   ∆ = ∆  1     . 1  51. 0  ∆ = 55  1  5  , 6 ∆ = 55 [6] ∆ = 55 


∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −   ∆ = 55  55  55 1   ∆ = 55  55  55 0,2835 ∆ = 55 ∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  551.0. ∆ = 23  =   ∆  ∆  = 40  55  ∆ = 118 )







23

o

C




 = 10−⁄ . 77


 = 10.  = 10.08 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 100% dan suhu 40oC

karena

pengaruh

penurunan

isolasi

belitan

tanpa

memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:

 = 3ℎ ∑4  ∑2   = 3 124 {4 10.08 10.08 10.08 10.08 10.08  10.08  10.08  10.08 10.08 10.08 10.08  10.08}  210.08  10.08  10.08  10.08  10.08  10.08 10.08 10.08 10.08 10.08  10.08  10.08  = 721 483.89 241.94  = 10.08 /ℎ Dengan cara yang sama didapatkan perhitungan susut umur trafo untuk suhu di dalam kubikel yang berkisar antara 40 oC-70 oC pada tabel 4.6 seperti dibawah ini

78


Tabel 4.6 Pengaruh Suhu Di dalam Kubikel Transformator Susut Umur (p.u/hari) pada pembebanan 75% 50%

Suhu (θa)

100%

40

10.081201

0.4498

0.0409285

0.00828244

41

11.315869

0.5049

0.0459411

0.00929681

42

12.701749

0.5667

0.0515676

0.01043541

43

14.257361

0.6361

0.0578831

0.01171345

44

16.003492

0.714

0.0649722

0.01314803

45

17.963476

0.8015

0.0729295

0.0147583

46

20.163503

0.8996

0.0818614

0.01656578

47

22.632972

1.0098

0.0918871

0.01859463

48

25.404884

1.1335

0.1031407

0.02087195

49

28.516277

1.2723

0.1157726

0.02342819

50 51

32.00873 35.928911

1.4281 1.603

0.1299515 0.145867

0.02629749 0.0295182

52

40.329206

1.7994

0.1637317

0.03313336

53

45.268414

2.0197

0.1837843

0.03719128

54 55

50.812539 57.035665

2.2671 2.5447

0.2062927 0.2315579

0.04174618 0.04685893

56

64.020952

2.8564

0.2599173

0.05259785

57

71.861742

3.2062

0.2917499

0.05903962

58

80.662812

3.5989

0.3274812

0.06627034

59

90.541768

4.0397

0.3675886

0.07438662

60

101.63062

4.5344

0.412608

0.08349691

61 62

114.07755 128.04889

5.0898 5.7131

0.463141 0.5198629

0.09372297 0.10520143

63

143.73133

6.4128

0.5835317

0.11808569

64

161.33442

7.1982

0.6549981

0.13254791

65 66

181.09342 203.27233

8.0798 9.0693

0.7352172 0.8252609

0.14878135 0.16700294

67

228.16756

10.18

0.9263325

0.18745617

68 69

256.11175 287.47833

11.427 12.826

1.0397825 1.1671271

0.21041435 0.23618427

70

322.68645

14.397

1.3100677

0.26511028

25%

Dari tabel 4.6 dapat dianalisis bahwa suhu sekitar transformator 48-PT 123A yang berada di dalam kubikel sekitar 40 oC-70oC mengakibatkan susut umur pada pembebanan 100% berada pada cakupan 10.08 p.u/hari sampai 322.68, pada pembebanan 75 % berada pada cakupan 0.4498 p.u/hari sampai 14.397 p.u/hari, pada pembebanan 50 % berada pada cakupan 0.04 p.u/hari sampai 1.31 p.u/hari 79


sedangkan pada pembebanan 25% berada pada cakupan 0.008 p.u/hari sampai 0.265 p.u/hari. Berikut adalah grafik perbandingan pengaruh suhu sekitar terhadap susut umur transformator yaitu:

80 70 60 ) ) 50 C ( u 40 h u 30 S 20 10 0

Susut Umur (p.u/hari) Pembebanan 100%

Gambar 34 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 100 %

80 70 60 ) C 50 ( u 40 h u 30 S 20 10 0

Susut Umur (p.u/hari) Pembebanan 75 %

Gambar 35 Grafik Pengaruh Suhu Terhadap Susut Umur Transformator dengan pembebanan 75 % 80


80 70 60 ) C 50 ( u 40 h 30 S 20 10 0



80 70 60 ) C ( 50 u 40 h u 30 S 20 10 0



81


4.3 Analisa Real Dengan Data Yang Ada 4.3.1 Perhitungan-Perhitungan

Berdasarkan data pembebanan transformator 48-PT-12-3A PT. Badak NGL yang terletak di kawasan PC ( Personal Community) VI Millenium tahun 2016 dapat diambil sebagai contoh untuk perhitungan pengaruh suhu dan pembebanan. Data yang diambil adalah data aktual dari suhu dan pembebanan transformator tahun 2016 bulan febuari yang langsung diambil dikarenakan tidak adanya record suhu dan pembebanan transformator tersebut. Adapun trafo 48-PT-12-3A terletak dalam kubikel yang menyebabkan suhu di dalam trafo tersebut lebih besar dibanding dengan suhu lingkungan sekitar trafo yang hanya berkisar 23 oC-34oC. Suhu didalam kubikel dimana transformator itu diletakkan berkisar 40oC-70oC. Perhitungan-perhitungan untuk pembebanan tanggal 10 Febuari 2016 Menentukan daya semu Seperti terlihat pada pada gambar, besarnya kapasitas dari transformator 48-PT-123A yaitu sebesar 500 kVA dan besarnya beban trafo 10 Februari 2016 jam 20.00 adalah 131.6 KW; 1.95 KVAR.

 = √     = √ 131.6  1.95  = 131.62   =   = 131.50062  = 0.26324  1   ∆ = ∆  1     . 1  50. 2 6322 ∆ = 55  1  5  , 1. 3 46 ∆ = 55 [ 6 ] 

Perbandingan pembebanan atau Load Factor nya adalah

(ONAN)




82


∆ = 14.33

o

C




Kenaikan temperatur top oil dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut, yaitu:

−   ∆ = ∆  1  ∆  ∆  11     ∆  1 ∆ Untuk ONAN = 3 Untuk OFAF = 2

Untuk besarnya

diasumsikan sama dengan

karena beban

awalnya dianggap stabil.

−   ∆ = ∆   1  ∆  ∆  11   ∆ = 14.33 14.33  14.33 1  ∆ = 14.33 14.33  14.33 0,2835 ∆ = 14.33 )

o

C



Menentukan temperatur top oil Kenaikan temperatur top oil dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut, yaitu:

 = ∆    = ∆   = 14.33  40  = 54.33 Sedangkan besarnya

tanggal 10 februari 2016 jam 19.00 adalah 40 oC

o

C

Menentukan jenis pendingin Jenis pendingin dapat ditentukan dengan memenuhi satu keadaan atau lebih, yaitu: 

Jika temperatur top oil kurang dari atau sama dengan 64 oC maka jenis pendinginnya adalah ONAN

 

Jika temperatur top oil lebih dari 64 oC maka jenis pendinginnya adalah OFAF. Menentukan selisih temperatur antara hotspot dengan top oil

∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  550,26322.

83


∆ = 2.717 

o

C

Menentukan temperatur hotspot Temperatur hotspot dapat dihitung dengan persamaan, yaitu:

 =   ∆  ∆    = 40 40  40  40  40  40  40 50  54  64  62  70  61  61  62  50  50 48  46  40  40  40  40  40/24  = 48.25  =   ∆  ∆  = 48.25  14.33 2.717 ∆ = 65.297 Sedangkan besarnya

dapat dihitung sebagai berikut:

o

C

Sehingga temperatur hotspotnya

o

C




 = 10−⁄ .  = 10.−⁄ .  = 10−.  = 0.022 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 26.3% karena

pengaruh penurunan isolasi belitan saja tanpa memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:

 = 3ℎ ∑4   ∑2 

84


 = 3 124 {4 0.017673  0.017673  0.017673  0.017673  0.017673  0.018899  0.019811  0.019811  0.02107  0.024047  0.024047  0.017673  20.017673  0.017673  0.017673  0.017673  0.018683  0.018164  0.017673  0.020423  0.02107  0.024047  0.017673  0.017673  = 721 0.934888  0.452196  = 0.019 /ℎ Berdasarkan perhitungan susut umur transformator daya 48-PT-12-3A dengan data pembebanan pada 10 Februari 2016 jam 20.00 diperoleh susut umur transformator sebesar 0.019 pu/hari. Dengan cara yang sama dilakukan perhitungan untuk beban rata-rata transformator dalam 1 minggu, dimana daya aktif sebesar 106.99 KW, dan daya reaktif sebesar 1.58 KVAR maka diperoleh perhitungan susut umur transformator 48-PT-12-3A sebagai berikut yaitu: 



Menentukan daya semu

 = √     = √ 106.99  1.58  = 107   =   = 107 500  = 0.214  1   ∆ = ∆  1     . 1  50. 2 14 ∆ = 55  1  5 

Perbandingan pembebanan atau Load Factor nya adalah

(ONAN)




85


, 1. 2 28 ∆ = 55 [ 6 ] ∆ = 13.20 o

C




Kenaikan temperatur top oil dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut, yaitu:

∆ = ∆ 1  ∆  ∆  11 −    ∆  1 ∆ Untuk ONAN = 3 Untuk OFAF = 2

Untuk besarnya

diasumsikan sama dengan

karena beban

awalnya dianggap stabil.

∆ = ∆  1  ∆  ∆  11 −   ∆ = 13.2  13.2  13.2 1   ∆ = 13.2 13.2 13.2 0,2835 ∆ = 13.2 )

o

C



Menentukan temperatur top oil Kenaikan temperatur top oil dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut, yaitu:

 = ∆    = ∆   = 13.2  48.25  = 61.45 Sedangkan besarnya

tanggal 10 februari 2016 jam 19.00 adalah 40 oC

o

C

Menentukan jenis pendingin Jenis pendingin dapat ditentukan dengan memenuhi satu keadaan atau lebih, yaitu: 

Jika temperatur top oil kurang dari atau sama dengan 64 oC maka jenis pendinginnya adalah ONAN

 

Jika temperatur top oil lebih dari 64 oC maka jenis pendinginnya adalah OFAF. Menentukan selisih temperatur antara hotspot dengan top oil 86


∆ = ∆  ∆ ∆ = 78  550,214. ∆ = 1.951 o

C



Menentukan temperatur hotspot Temperatur hotspot dapat dihitung dengan persamaan, yaitu:

 =   ∆  ∆    = 40 40  40  40  40  40  40 50  54  64  62  70  61  61  62  50  50 48  46  40  40  40  40  40/24  = 48.25  =   ∆  ∆  = 48.25  13.2  1.951 ∆ = 63.401 Sedangkan besarnya

dapat dihitung sebagai berikut:

o

C

Sehingga temperatur hotspotnya

o

C




 = 10−⁄ .  = 10.−⁄ .  = 10−.  = 0.018 Karena bebannya konstan maka besarnya laju penuaan relatif untuk tiap jam perhari sama. 

Menghitung Pengurangan umur Besarnya susut umur pada transformator saat dibebani 21.4% karena

pengaruh penurunan isolasi belitan saja tanpa memperhitungkan pengaruh yang lain dapat dihitung sebagai berikut:

 = 3ℎ ∑4   ∑2  87


 = 3 124 {4 0.018  0.018  0.018  0.018 0.018 0.018 0.018  0.018  0.018  0.018  0.018  0.018 20.018 0.018  0.018  0.018  0.018  0.018 0.018  0.018  0.018  0.018  0.018  0.018  = 721 0.864  0.432  = 0.018 /ℎ Berdasarkan perhitungan susut umur transformator daya 48-PT-12-3A dengan data pembebanan rata-rata pada 10 febuari 2016 diperoleh susut umur transformator sebesar 0.018 pu/hari.

88


Sama seperti contoh perhitungan diatas maka didapatkan tabel penyusutan umur transformator Tabel 4.7 Perhitungan Pengaruh Pola Pembebanan dan suhu 48-PT-12-3A Transformator 48-PT-12-3A Jam

Suhu (C)

L

1.465

40

0.017207

98.72

1.465

40

0.017207

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

5.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

6.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

7.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

8.00

150

98.73

98.72

1.465

50

0.017207

9.00

150

98.73

98.72

1.465

54

0.017207

10.00

160

105.3

105.3

1.562

64

0.018118

11.00

160

105.3

105.3

1.562

62

0.018312

12.00

170

105.3

105.3

1.562

70

0.017651

13.00

170

111.9

111.9

1.66

61

0.01913

14.00

150

98.73

98.72

1.465

61

0.017207

15.00

170

111.9

111.9

1.66

62

0.01913

16.00

175

115.2

115.2

1.709

50

0.019676

17.00

180

118.5

118.5

1.758

50

0.020251

18.00

180

118.5

118.5

1.758

48

0.020251

19.00

200

131.6

131.6

1.953

46

0.022874

20.00

200

131.6

131.6

1.953

40

0.022874

21.00

200

131.6

131.6

1.953

40

0.022874

22.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

23.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

24.00

150

98.73

98.72

1.465

40

0.017207

Amp

KVA

KW

KVAR

1.00

150

98.73

98.72

2.00

150

98.73

3.00

150

4.00

89


4.4 Analisa Hasil Pengujian Pada Transformator 48-PT-12-3A

Berikut adalah langkah-langkah yang dianjurkan oleh IEEE Std C57.104-2008 dalam menganalisis kondisi minyak transformator Gas terdeteksi dalam minyak

Membandingkan hasil dengan tabel 5

Kondisi 2,3,4

Kondisi 1. Normal

mungkin ada masalah

Melanjutkan

Mengambil ulang sampel

pengawasan normal

untuk mengukur tingkat regenerasi

Gas Space :

Larut dalam minyak :

Melakukan aksi

Melakukan aksi

berdasarkan TCG

berdasarkan TDCG

Investigasi kasus berdasarkan metode Key Gas Method, Doernenburg Ratio Methode, Rogers Ratio Method. Melakukan prosedur operasi dan pengambilan ulang sampel dalam interval tertentu

Sesuaikan interval sampling dan prosedur operasi berdasarkan data terakumulasi dan pengalaman Gambar1638Diagram DiagramProsedur ProsedurOperasi Operasi Gambar

90

Laporan Kerja Praktik FacilitiesandProjectEngineeringSection,TechnicalDepartment Badak LNG, Bontang, Kalimantan Timur 4.4.1 Di ssolved Gas An alysis (DGA )

Uji DGA ini dilakukan untuk mengetahui kandungan dari setiap gas yang terlarut di dalam minyak transformator. Adapun fault gas yang berada di dalam minyak transformator akan dibandingkan dengan keadaan standard dari tiap gas yang diperbolehkan dalam satuan ppm. Berdasarkan PM Trafo yang telah dila kukan pada tanggal 11 Februari 2016, maka diperoleh hasil pengujian pada transport X sebagai berikut:

Gambar 39 Pengujian Dissolve Gas Analysis Minyak Transformator Adapun dari gambar 4.9 dapat diperoleh beberapa data hasil pengujian minyak transformator dengan standar IEEE Std C57.104-1991 dan IEEE Std 6371985 yaitu sebagai berikut

[8]:

91


Tabel 4.8 Pengujian Dissolve Gas Analysis minyak Transformator 48-PT-12-3A Tahun

Pengujian Gas

ABBR

Besar Kandungan

Hydrogen

H2

52

Water

H2 O

73

CarbonDioxide

CO2

8779

CarbonMonoxide

CO

320

Ethylene

C2H4

2

Methane

CH4

12

Acetylene

C2H2

0

Ethane TDCG

C2H6

41

11.02.2016

426

Jika hasil pengujian dibandingkan dengan tabel 6, pengujian DGA diatas terdapat kandungan TDCG < 720 ppm yang mana mengindikasikan bahwa transformator beroperasi dengan normal, namun diperoleh kondisi gas CO2 yaitu sebsar 8779, dimana pada nilai gas terlarut CO 2 tersebut berada pada kondisi ketiga dari batas standarnya sehingga diperlukan analisis lebih lanjut mengenai kelebihan gas terlarut tersebut. 4.4.1.1 Indikator Bantu Analisis

Tabel 4.9 Indikator Bantu Analisis DGA Kegagalan Penuaan selulosa Dekomposisi Minyak Mineral Kebocoran Pada Sistem Ekspansi Minyak Kegagalan Thermal Selulosa Kegagalan Thermal Pada Minyak 150-300 C Kegagalan Thermal Pada Minyak 300-700 C Kegagalan Thermal Pada Minyak >700 C Partial Discharge Arching

CO

CO2

CH4

Indikator Kegagalan C2H2 C2H4 C2H6

trace trace

Trace

92

O2

H2

H2O


Berdasarkan indikator bantu analisis dapat dilihat bahwa indikasi kegagalan transformator 48-PT-12-3A berdasarkan hasil DGA adalah terjadinya penuaan selulosa. Penuaan selulosa ini disebabkan karena kegagalan thermal . Kandungan gas ini berasal dari terdekomposisinya selulosa seperti yang terlihat pada rumus kimianya yaitu: Selulosa = (C6H10O5)n C + 0.5O2

CO

CO +0.5O2

CO2

H2+0.5O2

H2O

C + H2 +O2

Kertas selulosa jika terdekomposisi akan menjadi atom C, senyawa diatomik H2 dan O2. Atom karbon dan senyawa hidrogen ini sangat reaktif sehingga akan saling bereaksi menghasilkan gas karbon monoksida, karbon dioksida dan air. Jika berdasarkan pada tabel diatas dapat disimpulkan dari analisis ini adalah terjadinya kegagalan thermal pada selulosa yang mengarah pada penuaan selulosa. 4.4.1.2 Metode Doernenburg

Analisis tambahan berikutnya adalah dengan melakukan evaluasi kemungkinan kegagalan melalui gas terpisah yang mudah terbakar. Penggunaan perbandingan gas sebagai indikasi sebuah

kemungkinan jenis kegagalan

merupakan proses dasar yang harus dilakukan karena berdasarkan pengalaman masing-masing investigator dalam menghubungkan analisis gas dari berbagai unit dengan jenis kegagalan yang kemudian ditetapkan sebagai penyebab kegagalan ketika transformator diuji. Diagnosa teori berdasarkan prinsip penurunan panas menggunakan beberapa perbandingan gas kunci yang mudah terbakar sebagai indikator jenis kegagalan. Metode ini adalah metode Doernenburg. Kelima perbandingan zat tersebut adalah:

93


Tabel 4.10 Hasil Perbandingan Gas Rasio Rasio R1 R2 R3 R4 R5

Perbandingan Zat CH4/H2 C2H2/C2H4 C2H2/CH4 C2H6/C2H2 C2H4/C2H6

Hasil 48-PT-12-3A 0.23 0 0 ~ 0.048

Berdasakan metode doernenburg, nilai setiap gas hasil DGA dibandingkan dengan konsentrasi khusus pada tabel 11 untuk meyakinkan apakah terdapat permasalahan pada setiap gas yang membutuhkan analisis menggunakan metode perbandingan. Nilai konsentrasi gas H2,CH4,C2H2 dan C2H4 tidak ada yang melebihi dua kali L1 sehingga tidak dapat dilakukan analisa lebih lanjut. Hal ini membuktikan bahwa tidak ada kegagalan gas terlarut yang perlu diperhatikan secara khusus pada minyak transformator menurut metode ini. 4.4.1.3 Metode Rogers

Metode berikutnya adalah metode perbandingan Rogers. Metode ini memiliki kemiripan dengan metode doernenburg. Jika diperoleh perbandingan gasgas ratio tersebut >1 maka ratio Rogers bernilai 1 dan jika perbandingan gas-gas tersebut

≤1 maka

ratio Rogers bernilai 0 dan diagnosis dengan ratio Rogers

dapat dilihat pada tabel 12. Keakuratan metode ini berdasarkan pada hubungan seberapa besar hasil investigasi kegagalan dengan analisis gas untuk setiap ratio. Pada metode perbandingan Rogers ini diberikan perbandingan yang sesuai dengan kode diagnosa. Berdasarkan metode ini ditemukan diagnosa kecocokan rasio yang ada dengan nilai R1,R2,R3 dan R4 yang bernilai nol, maka didiagnosa kondisi minyak trafo berada dalam kondisi normal. 4.4.1.4 Metode Gas Kunci (K ey Gas M ethod)

Pengujian DGA dilakukan sebelum purifikasi. Berdasarkan hasil uji DGA terlihat kandungan CO 2 yaitu sebesar 8779 yang berada pada kondisi 3 yakni memerlukan investigasi lebih lanjut serta kandungan H2O telah mencapai 73 ppm .

94


Hal ini mengindikasikan adanya kemungkinan kegagalan thermal yang disebabkan oleh selulosa, oleh karenanya diperlukan analisis tambahan. Analisis dengan menggunakan Key Gas Method

Overheated Oil C2H4,100

100 ) % ( f i t a l e R i s r o p o r P

80 60 40 20

H2O,2 H2, 2 CO2, 5

CH4, 4 C2H2,5C2H6,0

CO,2

0 Gas

Gambar 40 Grafik Overheated Oil Thermal -Minyak : Hasil dekomposisi termasuk etilena dan methana, bersama-sama sejumlah kecil hidrogen dan ethana. Sisa acetilena dapat terbentuk jika kegagalan parah atau melibatkan kontak elektrik. Gas utama: Etilena

Overheated Cellulose CO, 320

400 ) % ( 300 f i t a l e R 200 i s r o p 100 o r P

H2O, 52

C2H4, 2

CH4, 12

C2H6, 41 C2H2, 0

0 Gas

Gambar 41 Grafik Overheated Cellulose Thermal – Selulosa : jumlah karbon dioksida dan karbon monoksida yang banyak dihasilkan dari selulosa yang mengalami panas berlebihan. Gas hidrokarbon

95


seperti metana dan etilena akan terbentuk jika kegagalan melibatkan struktur yang terendam minyak. Gas utama : Karbon Monoksida

Partial Discharge in Oil 100

) % ( f i t a l e R i s r o p o r P

H2, 85

80 60 40 H2O,2

20

CO2, 10

C2H4,5 CH4,4 C2H2,5

CO,0

C2H6,0

0 1

2

3

4

5

6

7

8

Gas

Gambar 42 Grafik Partial Discharge In Oil Elektrik – Partial Discharge : Pelepasan muatan elektrik dengan energi rendah menghasilkan hidrogen dan metana, dengan sejumlah kecil etana dan etilena. Jumlah yang sebanding dengan karbon monoksida dan karbon dioksida dapat dihasilkan dari pelepasan muatan di selulosa. Gas utama : hidrogen

Arching in Oil H2, 60 60 ) 50 % ( f i 40 t a l e R 30 i s r o p 20 o r P

10

C2H2,30

CO2, 10 H2O,2

C2H4,5 CO, 0

CH4,4

C2H6,0

0 Gas

Gambar 43 Grafik Arching in Oil Elektrik – Arcing : jumlah hidrogen dan acetilena yang besar terproduksi dengan jumlah kecil metana dan etilena. Karbon dioksida dan karbon monoksida 96


mungkin terbentuk jika terdapat kesalahan melibatkan selulosa. Minyak dapat saja terkarbonisasi. Gas utama: Acetilena.

Hasil DGA 48-PT-12-3A CO2, 8779

10000 ) % ( f i t a l e R i s r o p o r P

8000 6000 4000 2000

H2, 52 H2O, 73

CO,320

C2H4,2

CH4,0 C2H2, 41TCG,426 C2H6, 41

0 Gas

Gambar 44 Grafik Hasil DGA 48-PT-12-3A Berdasarkan perbandingan grafik hasil DGA 48-PT-12-3A dengan Key Gas dapat dilihat bahwa pengujian minyak trafo memiliki kemiripan pada grafik kasus Overheated Cellulose. Hasil ini menunjukkan bahwa ada kemungkinan terdapat kegagalan pada isulator selulosa yang mengalami panas berlebihan. Kandungan karbon dioksida, karbon Monoksida dan air, banyak dihasilkan dari selulosa yang mengalami panas yang berlebih. Adapun gas hidrokarbon seperti methana dan etilena akan terbentuk jika terjadi kegagalan yang melibatkan struktur yang terendam minyak sehingga kesimpulan dari metode ini memperkuat analisis sebelumnya. 4.5 Analisis Kandungan Air

Selain berlebihnya kandungan CO 2 didalam transformator, terdapat kandungan H 2O yang sudah melewati batas standar. Kandungan H 2O ini dapat disebabkan karena adanya proses oksidasi didalam minyak sehingga menghasilkan kandungan air yang terkandung di dalamnya. Hal ini menyebabkan naiknya nilai keasaman minyak dan dimulainya pengendapan di dalam mi nyak. Proses yang ditimbulkan adalah kandungan air di dalam transformator akan diserap oleh selulosa dan membuat selulosa semakin rusak. Menurut IEEE Std 6371985, batasan kandungan air di dalam minyak trafo adalah 35 ppm dan kondisi 97


minyak transformator 48-PT-12-3A mengandung H 2O

sebesar

73

ppm

mengindikasikan adanya kandungan air didalam isolasi selulosa yang melebihi batas standar. Kandungan H 2O

dan kontaminan-kontaminan lainnya didalam minyak

dapat mengakibatkan turunnya nilai tegangan tembus pada minyak trafo. Turunnya tegangan tembus ini mengakibatkan kurangnya kemampuan minyak transformator dalam meredam arcing yang timbul. Jika arcing ini terjadi secara terus menerus maka kualitas isolasi minyak akan semakin memburuk karena dihasilkannya acetilena yang terlarut dalam transformator. Nilai acetilena ini akan semakin membuat turunnya nilai tegangan tembus dari transformator tersebut. 4.6 Analisis Tegangan Tembus ( Br eakdown Dielectri c Voltage )

Tabel 4.11 Hasil BDV Test Transformator 48-PT-12-3A Test

Date: 12/02/2016

Test I (kV)

24.7

Test I I

24.1

(kV) Test I I I

28.5

(kV)

Dari tabel 4.11 terlihat bahwa minyak transformator ini memiliki kemampuan breakdown voltage berkisar 24 kv-28 kv. Tegangan tembus pada test I memiliki nilai 24,7 kv dan terus meningkat sampai mencapai 28,5 kv pada test III dengan interval waktu 5 menit. Dari hasil tegangan tembus ini mengindikasikan kemampuan tegangan tembus minyak transformator mengalami peningkatan seiring dengan berjalannya pengujian pada kemampuan breakdown voltage trafo tersebut. Dan menurut standard ASTM D 877 tegangan tembus minyak transformator yang < 30 kV tidak memenuhi standar dan harus dipurifikasi. Kesimpulan dari analisis tegangan tembus ini adalah minyak transformator tersebut

98


sudah tidak layak dan harus direkondisi kembali agar tegangan tembus minyak trafonya naik mencapai batas standar yang telah ditentukan 4.7 Hasil Analisis Gas dan Air

Kegagalan Thermal

Dekomposisi Selulosa

Oksidasi Air

Gas

Padat Asam

Endapan

Korosif

Menurunnya Tegangan Tembus

Menurunnya Usia Transformator Berdasarkan hasil analisis kandungan gas dan air dapat dinyatakan bahwa transformator 48-PT-12-3A mengalami kegagalan thermal selulosa. Kegagalan 99


thermal ini ini mengakibatkan adanya dekomposisi selulosa yang menghasilkan atom karbon, senyawa H 2 dan O2. Hasil dari dekomposisi ini akan saling bereaksi menghasilkan reaksi oksidasi atau berikatan dengan oksigen menghasilkan H 2O, gas CO2 dan CO. Kandungan H 2O didalam minyak trafo akan menyebabkan turunnya kemampuan tegangan tembus minyak trafo sampai 24,1 kV. Air dan gas hasil reaksi oksidasi ini jika bereaksi maka akan menghasilkan asam karbonat (H2O + CO2

H2CO3). Asam ini akan mengakibatkan sifat korosif pada minyak

transformator. Atom karbon hasil dekomposisi selulosa dapat tidak mengalami reaksi oksidasi sehingga menjadi padatan karbon dan padatan karbon ini dapat menjadi endapan. Endapan dan sifat korosif yang berada pada minyak transformator ini sama-sama menyebabkan turunnya kemampuan tegangan tembus dari minyak transformator yang mana jika fenomena ini terus berlanjut maka akan menurunkan usia trafo tersebut. 4.8 Duval Duval Tr iangle

Koordinat segitiga : % CH4 = CH4 /(CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H4= C2H4 /(CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H2= C2H2 /(CH4+C2H4+C2H2)*100% Adapun persentase nilai dari masing-masing gas sebagai beri kut: Tabel 4.12 Duval 4.12 Duval Triangle 48-PT-12-3A Kandungan Gas

Nilai (%)

CH4

85.714286

C2H4

14.285714

C2H2

0

Kode gangguan yang dapat dideteksi dengan Dissolve dengan Dissolve Gas Analysis (DGA) Analysis (DGA) menggunakan metode duval triangle terlihat seperti gambar berikut:

100


Gambar 45 Hasil 45 Hasil Duval Duval Triangle 48-PT-12-3A Triangle 48-PT-12-3A Dari gambar 4.15 diatas terlihat bahwa diagnosa duval triangle 48-PT-123A berada pada zone zone T1 yang berarti adanya indikasi kegagalan themal karena temperatur <300 oC. 4.9 Penyelesaian Masalah 4.9.1 Berdasarkan IEEE

Berdasarkan standar IEEE C57.104-2008 telah ditemukann aksi penanganan yang harus dilakukan berdasarkan konsentrasi TDCG ( gas yang terlarut didalam minyak transformator). Namun sebelum menentukan aksi tersebut, terlebih dahulu harus ditentukan laju TDCG

 =   0 Keterangan: So =Sampel pertama (ppm) St =Sampel kedua (ppm) T = waktu (hari) 101


Tabel 4.13 Aksi berdasarkan TDCG Kondisi

Level

Laju

Rentang waktu sampling dan prosedur operasi

TDCG

TDCG

berdasarkan laju kenaikan gas

(ppm)

(ppm.hari)

Rentang

Prosedur Operasi

Sampling

4

> 4630

>30

Harian

Pertimbangan untuk mematikan transformator.

10-30

Harian

Gunakan saran dari pemanufaktur. Berikan perhatian khusus.

<10

Mingguan

Analisa untuk masing-masing gas. Rencanakan perhentian transformator. Gunakan saran dari pemanufaktur

3

19214630

>30

Mingguan

Lakukan perhatian khusus.

10-30

Mingguan

Analisa untuk masing-masing gas.

<10

Bulanan

Rencanakan penghentian transformator. Gunakan saran dari pemanufaktur.

2

7211920

1

<720

>30

Bulanan

Berikan perhatian.

10-30

Bulanan

Analisa untuk masing-masing gas.

<10

3-bulanan

Tentukan beban yang disuplay.

>30

Bulanan

Berikan perhatian. Analisa untuk masing-masing gas

102


Tentukan beban yang disuplai. 10-30

3-Bulanan

Lanjutkan operasi normal.

<10

Tahunan

Lanjutkan operasi normal.

Berdasarkan hasil DGA diperoleh nilai TDCG dibawah 720 ppm dan dikarenakan pengambilan sampel minyak transformator 48-PT-12-3A merupakan yang pertama, maka diperlukan pengambilan sampel minyak trafo selanjutnya agar dapat diketahui laju TDCG nya dan bisa diketahui operasi lanjutan yang bisa dilakukan. 4.9.2 Pemecahan Masalah Yang Sebaiknya Dilakukan Oleh PT Badak NGL

Ketika kandungan H 2O dan CO 2 dalam minyak trafo telah melebihi batas yang telah ditentukan standar, maka hal yang perlu dilakukan untuk mengatasi permasalahan ini adalah: 

Menjaga kondisi perlengkapan trafo telah terpasang dengan baik dan tidak ada baut yang longgar atau tidak terpasang



Mengatur pembebanan transformator untuk menjaga kondisi transformator



Melakukan pengawasan, observasi dan dan rekam data pengujian.

Sedangkan pilihan tindakan yang harus dilakukan adalah: 

Off-line field drying Merupakan pekerjaan treatment yang dilakukan pada saat transformator dalam keadaan tidak beroperasi dan tidak berbeban. Keuntungan dari sistem operasi oil treatment ini adalah cepat dari segi pengerjaannya namun memiliki kerugiannya yaitu mahal dalam biaya pengoperasiannya.



On-line field drying : lambat, namun lebih ekonomis Merupakan pekerjaan treatment yang dilakukan pada saat transformator dalam keadaan beroperasi dan masih berbeban. Keuntungan dari sistem operasi

oil

treatment

ini

adalah

lebih

ekonomis

dalam

biaya

pengoperasiannya namun memiliki kerugiannya yaitu memakan waktu yag lebih lama. Tindakan yang sebaiknya dilakukan oleh PT Badak NGL untuk mengatasi masalah ini sebaiknya adalah proses purifikasi. 103


Gambar 46 Proses Purifikasi Proses purifikasi minyak transformator yang biasa dilakukan melalui beberapa tahapan seperti diagram alir pada gambar 12 yakni ketika dilakukan DGA dan didapatkan kandungan gas terlarut di dalam minyak yang melebihi standar maka minyak dipompa keluar dari transformator dan dilakukan proses purifikasi dan setiap 5 jam sekali dilakukan tes kemampuan tegangan tembus. Minyak yang telah terpurifikasi ditampung di tangki penampungan sementara sampai semua minyak di dalam transformator terpurifikasi. Setelah itu minyak dipompakan kembali ke transformator dengan melalui proses purifikasi lagi dengan tes kemampuan tegangan tembus setiap 2 jam sekali dan dilakukan tes DGA terakhir setelah proses purifikasi untuk mendapatkan hasil kondisi minyak transformator setelah proses purifikasi.

104


BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan

1. Hasil penelitian dari empat perhitungan untuk pembebanan trafo 100%, 75%, 50% dan 25% dimana pada pembebanan 100% diperoleh susut umur 26.15 p.u/hari, pembebanan 75% diperoleh susut umur 1.17 p.u/hari, pembebanan 50% diperoleh susut umur 0.11 p.u/hari, dan pembebanan 25% diperoleh susut umur 0.02 p.u/hari. Hal ini menunjukkan bahwa semakin tinggi pola pembebanan transformator maka susut umur dari transformator semakin meningkat. 2. Pada perhitungan pengaruh suhu sekitar terhadap susut umur trafo seperti pada tabel 18 terjadi perubahan untuk perubahan setiap temperaturnya. Apabila suhu sekitar trafo yang berada di dalam kubikel berubah dari 40 oC sampai 70 oC untuk pembebanan 100% susut umurnya berada pada rentang 10.08 p.u/hari pada suhu 40 oC naik menjadi 322.68 p.u/hari pada suhu 70 o

C, pembebanan 75% susut umurnya berada pada rentang 0.4498 p.u/hari

pada suhu 40 oC naik menjadi 14.397 p.u/hari pada suhu 70 oC, pembebanan 50% susut umurnya berada pada rentang 0.04 p.u/hari pada suhu 40 oC naik menjadi 1.31 p.u/hari pada suhu 70 oC sedangkan pembebanan 25% susut umurnya berada pada rentang 0.008 p.u/hari pada suhu 40

o

C dan naik

menjadi 0.256 p.u/hari pada suhu 70 oC. Hal ini menunjukkan bahwa bila semakin tinggi temperatur di sekitar trafo maka semakin tinggi pula susut umur nya sehingga perkiraan sisa umur trafo semakin berkurang. 3. Berdasarkan data pembebanan trafo 10 Februari 2016, susut umur transformator 48-PT-12-3A sebesar 0.01 p.u/hari dengan jenis pendingin ONAN. 4. Diagnosa hasil dari minyak pada trafo 48-PT-12-3A adalah adanya dekomposisi selulosa yang disebabkan oleh kegagalan thermal yang mengacu pada penuaan selulosa sehingga diperlukan proses purifikasi. 5. Kondisi isolasi cair transformator 48-PT-12-3A mengandung kadar CO2 dan H2O yang melebihi batas standar. 105


6. Adanya kandungan H 2O yang tinggi dalam minyak transformator menurunkan kemampuan tegangan tembus dan jika bereaksi dengan CO 2 akan menghasilkan asam yang bersifat korosif . Atom C dari dekomposisi selulosa dapat menjadi pengendapan. Pengendapan dan korosif ini juga yang akan menurunkan tegangan tembus dimana jika berkelanjutan akan menurunkan usia transformator. 5.2 Saran

1. PT Badak NGL sebaiknya memonitor suhu di dalam kubikel transformator dan apabila suhu telah melebihi batas standar kelas isolasi trafo maka perlu dipertimbangkan pemasangan exaust fan agar sirkulasi udara di dalam transformator bisa terjaga sehingga tidak mengurangi umur transformator. 2. PT Badak NGL sebaiknya mengadakan pengujian furan agar dapat mengetahui kondisi kertas transformator terkait dengan lifetime trafo.

106

FIX.pdf

Recommend Documents