Analisis Performa Transformator GI Gandul 2 60 MVA Menggunakan Metode Indeks Kesehatan Transformator Berdasarkan Karakteristik Dissolved Gas Analysis

Analisis Performa Transformator GI Gandul 2 60 MVA Menggunakan Metode Indeks Kesehatan Transformator Berdasarkan Karakteristik Dissolved Gas Analysis Muhammad Munawar1, Ir. I Made Ardita Y, M.T.2 Departemen Teknik Elektro, Universitas Indonesia, Depok 16424 Tel: (021) 78888805. Fax: (021) 78885656 Email: 1 [email protected], 2 [email protected]

Abtrak Pada sistem pembangkitan, transmisi maupun distribusi sistem tenaga listrik, transformator merupakan salah satu aset yang paling berharga dan penting dalam penyaluran tenaga listrik. Kelangsungan operasi dari transformator sangat bergantung pada kualitas sistem isolasinya. Selama masa operasi transformator, minyak transformator akan mengalami degradasi atau pemburukan karena faktor temperatur yang tinggi serta reaksi kimia yang terjadi seperti oksidasi. Sehingga sangat penting untuk menjaga performa transformator pada sistem tenaga listrik. Skripsi ini membahas tentang kondisi performa transformator GI Gandul 2 60 MVA dimana dengan menggunakan karakteristik DGA dapat diketahui indeks performa transformator. Data diambil pada tahun 2012, 2013, dan 2014 dengan tujuan didapatkan trend performa transformator dari tahun sebelumnya sebagai evaluasi kondisi transformator. Kondisi performa transformator tahun 2012 sangat buruk dengan indeks performa 35% , tahun 2013 buruk dengan indeks perfoma 45%, dan tahun 2014 sangat buruk dengan indeks performa 0%. Dengan begitu didapatkan rata – rata indeks performa transformator 25% dengan kondisi sangat buruk dari tahun 2012 – 2014. Dengan diketahui kondisi performa transformator agar dapat menjadi evaluasi ke depannya untuk meningkatkan performa transformator sehingga kestabilan sistem tenaga listrik tetap terjaga. Kata kunci : DGA, Key Gas, (%) DGAF, (%) HI

Transformator Performance Analysis of GI Gandul 2 60 MVA Using Health Index Transformator Method Based On DGA Characteristics Abstract In the generation, transmission, and distribution of electrical power system, transformers are the most valuable and important assets in electrical power system. The operation continuity of transformers are highly depends on the quality of insulation systems. During the service life of transformers, degradation and deterioration of the oil occurs because of high temperature and chemical reaction such as oxidation. So it is very important to maintain the performance of the transformer on the power system.This thesis discusses the performance conditions GI Gandul 2 transformer 60 MVA in which the DGA characteristics can be determined using the performance index of transformer. The data taken in 2012, 2013, and 2014 with the aim of transformer performance trends obtained from the previous year as the evaluation of the condition of the transformer. Conditions transformer performance in 2012 was poor, with 35% of the performance index, in 2013 poor performer with an index of 45%, and in 2014 was very bad with the performance index of 0%. With so obtained averages performance index of transformer 25% with a very poor condition from years 2012 to 2014. Transformer performance with known conditions that may be a future evaluations to improve the performance of the transformer so that the stability of the power system is maintained. Keywords: DGA, Key Gas, (%) DGAF, (%) HI

1

Analisis performa..., Muhammad Munawar, FT UI, 2014

Universitas Indonesia

2

Pendahuluan Pada sistem tenaga listrik banyak faktor yang mendukung agar terjaganya suatu kestabilan dan keandalan suatu sistem tersebut. Salah satunya yaitu transformator dimana performa harus selalu dijaga untuk kelangsungan stabilitas sistem tenaga listrik. Salah satu cara menjaga performa transformator yaitu pemantauan pada isolasinya, dimana isolasi menggambarkan area yang tidak boleh dilalui tegangan. Pada transformator terdapat dua isolasi, yaitu padat (kertas) dan cair (minyak transformator) dimana isolasi ini harus tetap terpantau dan dijaga agar fungsi dan keandalan dari tarfo tersebut tetap terjaga, sehingga secara tidak langsung juga menjaga agar kestabilan sistem tenaga listrik tetap terjaga pula. Pada isolasi minyak transformator banyak terjadi indikator yang mengakibatkan terjadinya kegagalan isolasi, untuk itu perlu diadakan uji isolasi minyak transformator dengan berbagai karakteristiknya sehingga dapat diketahui kondisi transformator dari perubahan isolasi minyak yang terkandung gas terlarut. Apabila terjadi reduksi bahan dielektrik tersebut, perlu di purifikasi atau diganti dengan isolasi minyak yang baru. Sehingga sangat penting untuk di ketahui keadaan dari transformator, ini dilakukan untuk menjaga fungsi dan keandalan transformator tersebut sehingga mencegah adanya gangguan pada sistem tenaga listrik yang diakibatkan oleh kegagalan isolasi minyak transformator. Metode Penelitian Metodologi penelitian yang dilakukan secara analitik selama kegiatan pengambilan data ini adalah dengan studi literatur mengenai transformator daya, karakteristik dan pengujian DGA pada data sekunder dari PT PLN APP Cawang. Adapun pengujian DGA dilakukan pada minyak transformator daya (Generator Transformer 60 MVA) di GI Gandul transformator 2. Analisi Data DGA Setelah diketahui karakteristik dan jumlah dari gas-gas terlarut yang diperoleh dari sampel minyak, Terdapat beberapa metode untuk melakukan interpretasi data dan analisis seperti yang tercantum pada IEEE Std.C57 – 104.2008 yaitu: Gas Kunci (Key Gas), Roger’s Ratio, dan Segitiga Duval. Standar IEEE Std. C57 – 104.2008 IEEE telah menerapkan standarisasi untuk melakukan analisis berdasarkan jumlah gas terlarut pada sampel minyak, yaitu pada IEEE Std. C57 – 104.2008. Tabel 5. Batas Konsentrasi Gas Terlarut dalam Satuan Part Per Million (ppm)



3

*

Gas

Kondisi 1

Kondisi 2

Kondisi 3

Kondisi 4

Hidrogen (H2)

100

101 - 700

701 - 1800

>1800

Metana (CH4)

120

121 - 400

401 - 1000

>1000

Etana (C2H6)

65

66 - 100

101 - 150

>150

Etilen (C2H4)

50

51 - 100

101 - 200

>200

Asetilen (C2H2)

1

2-9

10 - 35

>35

Karbondioksida (CO2) *

2500

2500-4000

4001-10000

>10000

Karbonmonoksida (CO)

350

351 - 570

571 - 1400

>1400

TDCG

720

721–1920

1921- 4630

>4630

CO2 tidak termasuk dalam penjumlahan TDCG karena tidak termasuk combustible gas

Jumlah gas terlarut yang mudah terbakar atau TDCG (Total Dissolved Combustible

Gas) akan menunjukkan apakah transformator yang diujikan masih berada pada kondisi operasi normal, waspada, peringatan atau kondisi gawat/kritis. Sebagai catatan, hanya gas karbon dioksida (CO2) saja yang tidak termasuk kategori TDCG. IEEE membuat pedoman untuk mengklasifikasikan kondisi operasional transformator yang terbagi dalam empat kondisi, yaitu: Kondisi 1, transformator beroperasi normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan kondisi gas-gas tersebut. Kondisi 2, tingkat TDCG menunjukkan komposisi gas sudah melebihi batas normal. Ada kemungkinan timbul gejala kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Perlu dilakukan pengambilan sampel minyak yang lebih rutin dan sering. Kondisi 3, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi dari isolasi kertas atau minyak transformator. Sebuah atau berbagai kegagalan mungkin sudah terjadi. Pada kondisi ini transformator sudah harus diwaspadai dan perlu perawatan lebih lanjut. Kondisi 4, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi/kerusakan pada isolator kertas atau minyak Transformator sudah meluas. Melanjutkan operasi Transformator akan mengarah pada kerusakan Transformator.



4

Standar IEEE merupakan standar utama yang digunakan dalam analisis DGA. Namun fungsinya hanyalah sebagai acuan, karena hanya menunjukkan dan mengggolongkan tingkat konsentrasi gas dan jumlah TDCG dalam berbagai tingkatan kewaspadaan. Standar ini tidak memberikan proses analisis yang lebih pasti akan indikasi kegagalan yang sebenarnya terjadi. Ketika konsentrasi gas terlarut sudah melewati kondisi 1 (TDCG > 720 ppm), maka perlu dilakukan proses analisis lebih lanjut untuk mengetahui indikasi kegagalan yang terjadi pada transformator.[1] Gas Kunci (Key Gas) Gas kunci didefinisikan oleh IEEE std.C57 – 104.2008 sebagai gas-gas yang terbentuk pada transformator pendingin minyak yang secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur. Berikut ini jenis indikasi kegagalan dan kriteria berbagai kasus kegagalan transformator yang sering terjadi menurut analisis gas kunci.[1] Tabel 6. Tabel Analisis Gas Kunci Standar IEEE Std. C57 – 104.2008

Etilen (C2H4)

Karakteristik Termal – minyak Dekomposisi menghasilkan Etilen dan Metana. Diikuti dengan jumlah gas Hidrogen dan Etana yang kecil. Sedikit Asetilen akan terbentuk jika kegagalan yang terjadi sangat besar atau kegagalan elektrik.

Grafik

Overheated Oil %Combus(bles

Gas Kunci

70 60 50 40 30 20 10 0

63

16 0

2

CO

H2

19 0

CH4 C2H6 C2H4 C2H2 Gas



5

Termal – Selulosa Jumlah yang besar dari Karbondioksida dan Karbon monoksida terbentuk dari pemanasan berlebih pada selulosa. Gas Hidrokarbon seperti metana dan etilen akan terbentuk jika kegagalan terkandung dalam struktur yang terendam minyak.

Overheated Cellulose

92

100 % Combus(bles

Karbonmonoksida (CO)

80 60 40 20

0

0 CO Elektrik-Partial discharge Peluahan elektrik pada energy yang rendah akan menghasilakan Hidrogen dan Metana, dengan jumlah Etana dan Etilen yang kecil. Jumlah perbandingan antara Karbonmonoksida dan Karbondioksida akan muncul dari peluahan pada selulosa.

H2

0

0

0


Par(al discharge in oil % Combus(bles

Hidrogen (H2)

0

100

85

80 60 40 20 0

13

0 CO

1

1

0

H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 Gas

Elektrik-Arcing Akan terbentuk Hidrogen dan Asitilen dalam jumlah besar, dengan jumlah Metana dan Etilen yang kecil. Karbondioksida dan Karbonmonoksida akan terbentuk juga jika kegagalan terjadi pada selulosa. Minyak akan akan terkarbonisasi

Arcing in oil

100

% Combus(bles

Asetilen (C2H2)

60

50

0

30 5

0 CO

H2

2

3




6

Metodologi Analisa

Mulai Data DGA Transformator GI Gandul 2

Standar IEEE 2008

Interpretasi Gas Kunci

Interpretasi Rasio Roger

Perhitungan % HIF dari % DGAF

Perhitungan % HI

Analisa kondisi transformator

Selesai

Gambar 3. Diagram alur penilaian kondisi transformator berdasarkan data DGA

Langkah 1 Pada langkah 1 merupakan pengambilan data DGA pada transformator GI Gandul 2 pada tahun 2012, 2013 dan 2014. Langkah 2 Pada langkah 2 metodologi ini berisi mengenai standar IEEE C57–104.2008, dimana dapat diketahui kondisi keadaan minyak transformator berdasarkan nilai TDCG. Dimana keadaan minyak transformator diklasifikasi pada kondisi 1,2,3 dan 4. Langkah 3 Pada langkah 3 metodologi ini merupakan interpretasi dari data DGA dimana bertujuan untuk mengetahui indikasi kegagalan dengan metode gas dominan yang didapat (gas kunci). Gas kunci didapat dengan mengkonversi tiap nilai gas yang mudah terbakar (gas combustibles) dalam persentase terhadap nilai jumlah total gas



7

yang mudah terbakar ( TDCG). Sehingga dapat diketahui fenomena yang terjadi pada transformator dengan adanya gas kunci tersebut seperti pada tabel 3.6.[2] Langkah 4 Pada langkah 4 metodologi ini merupakan interpretasi dari data DGA sama dengan langkah 3, tetapi dalam metode Rasio Roger juga berfungsi sebagai pelengkap metode Gas kunci. Maksudnya, apabila dengan metode gas kunci tidak dapat diketahui fenomena atau indikasi kegagalan pada table 3.6 maka dapat menggunakan metode Rasio Roger. Untuk mendapatkan indikasi kegagalan dari metode ini yaitu dengan cara sebagai berikut [2] : 1. Mencari rasio 1 (R1), rasio 2 (R2) dan rasio 5 (R5) R1 = CH4/H2 R2 = C2H2/C2H4 R5 = C2H4/C2H6 2. Melihat nilai R1,R2 dan R5 pada tabel berikut. Tabel 7. Rasio Roger untuk gas kunci Standar IEEE Std. C57 – 104.2008 R2 Kasus (C2H2/C2H4) 0

<0.1

R1 (CH4/H2) >0.1 <1.0

R5 (C2H4/C2H6)

1

<0.1

<0.1

<1.0

2

0.1 - 3.0

>3.0

3

<0.1

0.1 - 1.0 >0.1 <1.0

1.0 - 3.0

Unit normal Bunga api pada nergi yang rendah - peluahan Pelepasan bunga api pada energi yang tinggi Pemanasan pada temperatur yang rendah

4

<0.1

>1.0

1.0 - 3.0

Pemanasan < 700 oC

5

<0.1

>1.0

>3.0

Pemanasan > 700 oC

<1.0

Diagnosa kegagalan

Jadi dengan langkah 3 dan 4 ini lebih menguatkan indikasi kegagalan yang terdeksi dengan adanya gas terlarut pada minyak transformator. Walaupun pada langkah 2 berada pada kondisi 1 (unit normal), tetap harus dilakukan pemantauan terhadap gas yang terlarut untuk mengetahui lebih spesifik adanya indikasi kegagalan yang bisa mempengaruhi performa dari transformator.[1]



8

Langkah 5 Pada langkah 5 metodologi ini merupakan perhitungan persentase faktor gas terlarut (% DGAF) dengan persamaan sebagai berikut [3]: i =CO2

(%) DGAF =

∑ (S

I

× WI )

i=H2 i =CO2

∑ (S

max I

× 100% × WI ) (1)

i=H2

Dimana : (%) DGAF

: perhitungan persentase faktor gas terlarut

Si (Score)

: penilaian kondisi pada tiap gas terlarut

Wi (Weight) : bobot kondisi pada tiap gas terlarut S max i

: nilai maksimum pada penilaian

Untuk mengetahui penilaian dan bobot pada masing - masing gas terlarut, dapat dilihat pada tabel 8 berikut : Tabel 8. Penilaian dan bobot faktor gas terlarut Gas 1 ( Baik) H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2

≤100 ≤75 ≤65 ≤50 ≤3 ≤350 ≤2500

2 101 200 76 - 125 66 - 80 51 - 80 4-7 351 -700 ≤3000

Penilaian (Si) 3 201 - 300 126 - 200 81 - 100 81 - 100 8 - 35 701 - 900 ≤4000

4

Bobot (Wi) 6 (Buruk) (1-5)

5

301 - 500 501 -700 201 - 400 401 - 600 101 -120 121 - 150 101 - 150 151 - 200 36 - 50 51 - 80 901-1100 1100-1400 ≤5000 ≤6000

>700 >600 >150 >200 >80 >1400 >7000

2 3 1 3 5 1 1

Setelah didapatkan nilai (%) DGAF, maka dapat diklasifikasikan kondisi minyak transformator pada beberapa kondisi pada tabel berikut ini [3]: Tabel 9. Perbandingan faktor indeks performa dengan (%) DGAF Faktor Indeks Performa (HIF) 4 3

Kondisi Baik Dapat diterima

Deskripsi DGAF ≤ 20% 21% ≤ DGAF ≤ 30%


Warna klasifikasi Hijau Biru


9

2 1 0

Perlu pemantauan Buruk Sangat buruk

31% ≤ DGAF ≤ 40% 41% ≤ DGAF ≤ 50% DGAF ≥ 50%

Kuning Oranye Merah

Dari langkah 5 ini juga didapatkan nilai faktor indeks performa (HIF) berdasarkan nilai (%) DGAF. Dimana nilai (HIF) ini akan digunakan pada persamaan (%) HI pada langkah 6. [4] Langkah 6 Pada langkah 6 metodologi ini merupakan perhitungan persentase indeks performa (%HI). Dimana terdapat persamaan yang digunakan sesuai kriteria kondisi transformator seperti pada tabel 10 berikut ini [4] : Tabel 10. Metode pengujian dan faktor evaluasi keseluruhan kondisi transformator No

Kriteria kondisi transformator

K

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Gas terlarut (DGA) Beban Faktor daya Scan termo Kualitas minyak Furan Kondisi umum Bushing Penangkap petir (Surge arrester) Tangki konservator Tangki utama Panas pada filter minyak Radiator dan sistem pendingin Pengontrol transformator Pentanahan reactor (NGR) Perlengkapan proteksi Regulasi PT OLTC Pengendali OLTC DGA pada OLTC Kualitas minyak pada OLTC

10 10 10 10 8 6 1 5 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 3

HIF (4,3,2,1,0)



10

Untuk mendapatkan nilai (%) HI berdasarkan data DGA, maka digunakan persamaan sebagai berikut :

j =17 ⎡ ⎤ ( K j × HIFj ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎥ ×100% (%) HI = ⎢0.6 j =17 ⎢ ⎥ ( K j × HIFmax ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎣ ⎦

(2)

Dimana : (%) HI : persentase indeks performa Kj

: konstanta pada kriteria kondisi transformator

HIFJ

: faktor indeks performa pada kriteria kondisi transformator (tabel 3.9)

HIFmax : faktor indeks performa maksimum (tabel 3.9) Setelah didapat nilai (%) HI, maka dapat diklasifikasikan kondisi performa transformator pada tabel berikut ini [5] : Tabel 11. Indeks performa transformator secara keseluruhan (%) HI 86 - 100 71 - 85 51 - 70 31 - 50

Kondisi Sangat baik Baik Dapat diterima Buruk Sangat buruk

0 - 30

Tindakan Perawatan normal Perawatan normal Meningkatkan pengujian/diagnosa Memulai perencanaan penanganan resiko Penanganan dan penilaian resiko

Warna klasifikasi Hijau Biru Kuning Oranye Merah

Langkah 7 Pada langkah 7 metodologi ini merupakan analisa dari masing – masing data DGA untuk mengetahui performa transformator dari tahun 2012 – 2014 dan perubahan performa transformator. Data Transformator GI Gandul – APP Cawang Transformator

:2

Merk

: ALSTHOM

Tipe

: TTHRV



11

Nomer seri

: 217312-02

Rasio Tegangan

: 150/20 kV

Kapasitas

: 60 MVA

Kapasitas Minyak

: 13500 kg

Keterangan

: RST

Tabel 12. Data DGA GI Gandul 2 60 MVA pada tahun 2012, 2013 dan 2014 [6] Gas

2012

2013

2014

Hidrogen (H2)*

117.3

177.9

9492.8

Oksigen (O2)

14510

1634.8

183.7

Nitrogen (N2)

78170

176879.6

13043.8

Metana (CH4)*

498.5

222

747.5

Karbon monoksida (CO)*

0

161.7

433.1

Karbon dioksida (CO2)

3029

307.6

1897.1

Etilen (C2H4)*

37.3

0

60.9

Etana (C2H6)*

27.6

66.9

302.3

Asetilen (C2H2)*

1.7

0

0

628.5

11036.6

TDCG 682.4 Catatan: *Gas yang mudah terbakar Analisa Tahun 2012 1. Standar IEEE 2008

% combus(bles

Data DGA Tahun 2012 80.00% 70.00% 60.00% 50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Batas Normal

H2

CH4

CO

C2H4 C2H6 C2H2

13.89% 16.67% 48.61% 6.94% 9.03% 0.14%

NilaI DGA tahun 2012 17.19% 73.05%

0%

5.47% 4.04% 0.25%

Gambar 4. Persentase DGA pada tahun 2012



12

Dengan menggunakan standart IEEE C57–104.2008 didapatkan pada hasil uji DGA tahun 2012 berada pada kondisi 1 yaitu masih dalam batas keadaan normal dengan nilai TDCG 682.4. Namun perlu dilakukan diagnosa pada gas-gas yang muncul dengan metode sebagai berikut : 1. Gas kunci Dengan menggunakan metode gas kunci didapatkan CH4 sebesar 73.05% pada gambar 4.5 walau terdapat indikasi gas metana (CH4) yang besar akan tetapi gas kunci ini tidak dapat diinterpretasikan fenomena kegagalan pada minyak transformator. 2. Rasio Roger Untuk melihat kemungkinan adanya indikasi kegagalan yang tidak didapat pada gas kunci, digunakan Rasio Roger dengan perbandingan beberapa parameter gas sebagai berikut : R1 = CH4/H2 = 498.5/117.3 = 4.25 R2 = C2H2/C2H4 = 1.7/37.3 = 0.05 R5 = C2H4/C2H6 = 37.3/27.6 = 1.35 Dengan nilai R1,R2 dan R5 pada tabel 3.7 termasuk dalam kasus 4 yaitu indikasi kesalahan pada panas suhu di bawah 700o C. Jadi walaupun kondisi minyak masih dalam keadaan normal pada kondisi 1, perlu diadakan pemantauan dari masing-masing gas yang muncul untuk mencegah terjadinya kegagalan. 2. Indeks Performa Transformator Untuk mengetahui kondisi transformator menggunakan DGA , di gunakan 2 tahapan yaitu menggunakan faktor indeks performa dari DGA ( HIF ) dan tahap kedua yaitu menggunakan Indeks performa kondisi Transformator ( HI ). 1. Tahap ke-1 ( HIF ) Mencari nilai % Faktor DGA (% DGAF ) menggunakan persamaan (3.1). i =CO2

(%) DGAF =

∑ (S

I

× WI )

i=H2 i =CO2

∑ (S

max I

× 100% × WI )

i=H2



13

Tabel 13. Data (%)DGAF tahun 2012 Gas

Konsentrasi (ppm)

Skor (Si)

H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2

117.3 498.5 27.6 37.3 1.7 0 3029

2 5 1 1 1 1 3

Skor Bobot maksimum Si x Wi Smax x Wi (Wi) (Smax) 2 6 4 12 3 6 15 18 1 6 1 6 3 6 3 18 5 6 5 30 1 6 1 6 1 6 3 6 Jumlah 32 96 (%)DGAF 33.33%

Dengan melihat tabel 3.9, didapatkan nilai HIF sebesar 2 dengan kondisi perlu pemantauan terhadap minyak transformator berdasarkan nilai (%) DGAF sebesar 33.33%. 2. Tahap ke-2 ( %HI ) Dimana dengan nilai HIF sebesar 2 dapat diketahui kondisi keseluruhan transformator menggunakan persamaan (3.2).

j =17 ⎡ ⎤ ( K j × HIF j ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎥ × 100% = ⎡0.6 (10 × 2) ⎤ × 100% = 30% (%) HI = ⎢0.6 j =17 ⎢ (10 × 4) ⎥ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ K HIF ( × ) ∑ j max ⎥ ⎢ j =1 ⎣ ⎦

Dengan melihat (%) HI yang didapatkan sebesar 30%, maka dapat ditentukan kondisi transformator secara keseluruhan berdasarkan parameter DGA pada tabel 3.11 yaitu sangat buruk . Dengan melihat tabel tersebut dapat diambil tindakan yaitu penilaian dan penanganan resiko terhadap transformator GI Gandul 2 pada hasil uji DGA tahun 2012.



14

Analisa tahun 2013 1. Standar IEEE 2008

Data DGA Tahun 2013 60.00% % combus(bles

50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Batas Normal

H2

CH4

CO

C2H4

C2H6

C2H2

13.89% 16.67% 48.61% 6.94%

9.03%

0.14%

10.64%

0%

Nilai DGA tahun 2013 28.31% 35.33% 25.73%

0%

Gambar 5. Persentase DGA pada tahun 2013 Dengan menggunakan standart IEEE C57–104.2008 didapatkan pada hasil uji DGA tahun 2013 berada pada kondisi 1 yaitu masih dalam batas keadaan normal dengan nilai TDCG 628.5. Namun perlu dilakukan diagnosa pada gas-gas yang muncul dengan metode sebagai berikut : 1. Gas kunci Dengan menggunakan metode gas kunci didapatkan CH4 sebesar 35.33% pada gambar 4.6 , dibandingkan dengan tahun 2012 terdapat penurunan gas kunci metana (CH4) sebesar 37.72% dan TDCG sebesar 53.9. Ini menunjukan bahwa sudah ada tindak lanjut terhadap gas kunci dan indikasi gas lainnya pada tahun 2012, namum terdapat kenaikan pada gas hidrogen (H2) sebesar 11.12% . 2. Rasio Roger R1 = CH4/H2 = 222/177.9 = 1.25 R2 = C2H2/C2H4 = 0/0 = 0 R5 = C2H4/C2H6 = 0/66.9 = 0 Dengan nilai R1,R2 dan R5 pada tabel 3.7 termasuk dalam kasus 0, yaitu minyak Transformator dalam kondisi normal.



15

2. Indeks Performa Transformator 1. Tahap ke-1 (HIF) Mencari nilai % Faktor DGA (% DGAF ) menggunakan persamaan (3.1). i =CO2

(%) DGAF =

∑ (S

I

× WI )

i=H2 i =CO2

∑ (S

max I

× 100% × WI )

i=H2

Tabel 14. Data DGAF tahun 2013

Gas

Konsentrasi (ppm)

Skor (Si)

Bobot (Wi)


177.9 222 66.9 0 0 161.7 307.6

2 4 2 1 1 1 1

2 3 1 3 5 1 1

Skor maksimum (Smax) 6 6 6 6 6 6 6 Jumlah (%)DGAF

Si x Wi

Smax x Wi

4 12 2 3 5 1 1 28 29.17%

12 18 6 18 30 6 6 96

Dengan melihat tabel 3.9 didapatkan nilai HIF sebesar 3 dengan kondisi normal dan masih bisa diterima pada minyak Transformator berdasarkan nilai (%) DGAF sebesar 29.17%. 2. Tahap ke-2 ( %HI ) Dimana dengan nilai HIF sebesar 3 dapat diketahui kondisi keseluruhan transformator menggunakan persamaan (3.2).

j =17 ⎡ ⎤ ( K j × HIF j ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎥ × 100% = ⎡0.6 (10 × 3) ⎤ × 100% = 45% (%) HI = ⎢0.6 j =17 ⎢ (10 × 4) ⎥ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ ( K j × HIFmax ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎣ ⎦



16

Dengan melihat (%) HI yang didapatkan sebesar 45%, maka dapat ditentukan kondisi transformator secara keseluruhan berdasarkan parameter DGA pada tabel 3.11 yaitu kurang baik . Dengan melihat tabel tersebut dapat diambil tindakan yaitu dengan memulai perencanaan penangan dengan adanya pemantauan rutin terhadap transformator GI Gandul 2 pada hasil uji DGA tahun 2013. Analisa tahun 2014 1. Standar IEEE 2008

Data DGA Tahun 2014 % combus(bles

100.00% 90.00% 80.00% 70.00% 60.00% 50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Batas Normal

H2

CH4

CO

13.89% 16.67% 48.61%

Nilai DGA tahun 2014 86.01%

6.77%

3.92%

C2H4

C2H6

C2H2

6.94%

9.03%

0.14%

0.55%

2.74%

0%

Gambar 6. Persentase DGA pada tahun 2014 Dengan menggunakan standart IEEE C57–104.2008 didapatkan pada hasil uji DGA tahun 2014 berada pada kondisi 4 yaitu akan mengakibatkan kegagalan transformator apabila transformator masih berlanjut dengan nilai TDCG 11036.6. 1. Gas kunci Dengan menggunakan metode gas kunci didapatkan hidrogen (H2) sebesar 86.01% pada gambar 4.7 , didapatkan nilai (H2) dari tahun 2012-2014 semakin naik. Dibandingkan dengan tahun 2013 terdapat kenaikan gas kunci hidrogen (H2) sebesar 57.7% dan kenaikan nilai TDCG sebesar 10408.1. Ini menunjukan bahwa

ada indikasi kegagalan yang

mengakibatkan munculnya gas (H2) yang sangat tinggi nilainya akibat terjadinya fenomena partial discharge pada minyak Transformator.



17

2. Rasio Roger R1 = CH4/H2 = 747.5/9492.8 = 0.08 R2 = C2H2/C2H4 = 0/60.9 = 0 R5 = C2H4/C2H6 = 60.9/302.3 = 0.2 Dengan nilai R1,R2 dan R5 pada tabel 3.7 termasuk dalam kasus 1, yaitu diagnosa kesalahan disebabkan oleh adanya energi arcing yang rendah sampai terjadinya partial discharge. 2. Indeks Performa Transformator 1. Tahap ke-1 (HIF) Mencari nilai % Faktor DGA (% DGAF ) menggunakan persamaan (3.1). i =CO2

∑ (S

I

× WI )

i=H2

(%) DGAF =

i =CO2

∑ (S

max I

× 100% × WI )

i=H2

Tabel 15. Data DGAF tahun 2014 Gas

Konsentrasi (ppm)

Skor (Si)


9492.8 747.5 302.3 60.9 0 433.1 1897.1

6 6 6 2 1 2 1

Skor Bobot maksimum Si x Wi Smax x Wi (Wi) (Smax) 2 6 12 12 3 6 18 18 1 6 6 6 3 6 6 18 5 6 5 30 1 6 2 6 1 6 1 6 Jumlah 50 96 (%)DGAF 52.08%

Dengan melihat tabel 3.9, didapatkan nilai HIF sebesar 0 dengan kondisi sangat buruk pada minyak Transformator berdasarkan nilai (%) DGAF sebesar 52.08%. 2. Tahap ke-2 ( %HI ) Dimana dengan nilai HIF sebesar 0 dapat diketahui kondisi keseluruhan transformator menggunakan persamaan (3.2).



18

j =17 ⎡ ⎤ ( K j × HIF j ) ⎥ ∑ ⎢ j =1 ⎥ × 100% = ⎡0.6 (10 × 0) ⎤ × 100% = 0% (%) HI = ⎢0.6 j =17 ⎢ (10 × 4) ⎥ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ K HIF ( × ) ∑ j max ⎥ ⎢ j =1 ⎣ ⎦

Dengan melihat (%) HI yang didapatkan sebesar 0%, maka dapat ditentukan kondisi transformator secara keseluruhan berdasarkan parameter DGA pada tabel 3.11 yaitu sangat buruk . Dengan melihat tabel tersebut dapat diambil tindakan yaitu dengan penangan berdasarkan kegagalan yang terjadi pada transformator GI Gandul 2 pada hasil uji DGA tahun 2014. Analisa kondisi Transformator tahun 2012-2014

persentase indeks kesehatan trafo (%HI)

Performa Transformator GI Gandul 60 MVA Dan Gas Kunci 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

H2

CH4

sangat buruk

buruk CH4 H2

H2

sangat buruk CH4

2012

2013

2014

30%

45%

0%

Gas Kunci CH4

73.19%

35.33%

6.77%

Gas Kunci H2

17.19%

28.31%

86.01%

%HI

Gambar 7. Kondisi keseluruhan Transformator GI Gandul 2 150/20 kV 60 MVA Dari hasil uji DGA tahun 2012 – 2014 didapatkan kondisi keseluruhan Transformator GI Gandul 2 150/20 kV 60 MVA sangat buruk dengan nilai rata-rata (%) HI sebesar 25%. Dari tahun 2013 di bandingkan dengan tahun 2012, terdapat kenaikan performa Transformator dimana hasil (%) HI naik sebesar 15% dan ini menunjukan sudah ada tindakan dari indikasi gas kunci pada tahun 2012 yaitu metana (CH4) menurun sebesar 276.5 ppm pada tahun 2013. Namun pada tahun 2014 di bandingkan dengan tahun 2013 terjadi penurunan



19

performa Transformator yang signifikan, ini ditunjukkan dengan nilai (%) HI sebesar 45% pada tahun 2013 menjadi 0% pada tahun 2014. Dengan melihat perbandingan hasil uji DGA dari tahun 2012 – 2014 dapat diketahui bahwa gas dominan dari tahun 2012 – 2014 adalah gas hidrogen (H2). Ini dikarenakan gas hidrogen (H2) dari tahun 2012 – 2014 memiliki kecenderungan naik dan klimaksnya pada tahun 2014 terjadi fenomena partial discharge dimana terdapat indikasi kenaikan gas hidrogen (H2) yang tinggi dan berada pada kondisi 4. Hal ini yang mempengaruhi indeks performa Transformator menurun dan terdeteksi adanya kegagalan isolasi minyak pada Transformator GI Gandul 2 150/20 kV 60 MVA di tahun 2014. Dengan melihat histori dari performa transformator dari tahun ke tahun, diharapkan bisa sebagai evaluasi kedepannya untuk meningkatkan performa transformator sehingga kestabilan sistem tenaga listrik dalam distribusi khususnya transformator tetap terjaga. Kesimpulan Performa dari tahun 2012 – 2014 maka didapatkan kecenderungan performa transformator yang semakin menurun. Dimana didapatkan rata-rata indeks performa transformator 25% dengan kondisi sangat buruk. Dari tahun 2012 performa transformator sangat buruk dengan nilai 30% dan gas kunci metana (CH4) sebesar 73.05% dan indikasi gas hidrogen (H2) sebesar 17.19%. Kemudian pada tahun 2013 performa transformator naik menjadi buruk dengan nilai 45% dan gas kunci metana (CH4) sebesar 35.33%, hal ini dikarenakan ada tindakan maintanance atas gas kunci pada tahun 2012 akan tetapi gas hidrogen (H2) semakin naik dengan nilai 28.31% . Namun pada tahun 2014 performa turun signifikan dengan nilai 0% dikarenakan indikasi gas hidrogen (H2) yang tinggi 86.01% dan nilai TDCG 11036.6 dengan level kondisi 4 ini mengakibatkan terjadinya kegagalan transformator. Perubahan performa transformator dipengaruhi berbagai karakteristik, salah satunya dengan karakteristik DGA. Dimana indikasi gas kunci dan nilai TDCG berbanding terbalik dengan performa transformator. Dengan melihat gas dominan dari tahun 2012 – 2014 yaitu didapatkan gas hidrogen (H2) yang mempunyai kecenderungan naik dari interval waktu 3 tahun. Namun kenaikan gas hidrogen (H2) ini tidak diantisipasi karena masih pada keadaan normal dan klimaksnya terjadi pada tahun 2014 terjadi kegagalan transformator dengan gas kunci hidrogen (H2) sebesar 86.01% dengan nilai TDCG 11036.6. Sehingga dengan



20

didapatkannya gas dominan dari hasil perbandingan data DGA sebelumnya dapat dijadikan salah satu parameter evaluasi untuk menghindari terjadinya kegagalan kedepannya Daftar Referensi [1] IEEE Std C57.104.2008 IEEE Guide for the interpretation of Gases Generated in OilImmersed Transformers. New York : IEEE 3 Park Avenue. [2] Cattareeya Adsoongnoen, Ekkachai Chaidee & Thanaponh Suwanasri. (2008). Failure Statistics and Power Transformer Condition Evaluation By Dissolved Gas Analysis Technique. Beijing : International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis. [3] Rattanakorn Phadungthin & Juthathip Haema. (2012). Power Transformer Condition Evaluation by the Analysis of DGA methods. Bangkok, Thailand : King Mongkut’s Unicersity of Technology North Bangkok. [4] Rattanakorn Phadungthin & Juthathip Haema. (2012). Condition Assessment of the Healt Index for Power Transformer. Bangkok, Thailand : King Mongkut’s Unicersity of Technology North Bangkok. [5] R. Phadungthin & J. Haema. (2013). Developtment of Condition Evaluation for Power Transformer Maintenance. Bangkok, Thailand : King Mongkut’s Unicersity of Technology North Bangkok. [6] APP Cawang. (2014). Laporan Analisa Gas Terlarut Dalam Minyak Trafo. Cawang : PT PLN (Persero) P3B APP Cawang Pemeliharaan



Analisis Performa Transformator GI Gandul 2 60 MVA Menggunakan Metode Indeks Kesehatan Transformator Berdasarkan Karakteristik Dissolved Gas Analysis

Recommend Documents