Bab II Isolasi dan Diagnosis Isolasi Transformator
2.1.
Isolasi Transformator Isolasi pada peralatan sistem tenaga berfungsi untuk memisahkan bagian -
bagian yang bertegangan dengan bagian yang tidak bertegangan atau dapat juga antara bagian bertegangan dengan bagian bertegangan lain agar diantara bagian tersebut tidak terjadi lompatan listrik (flash over). 2.1.1. Isolasi Cair Pada Transformator Dielektrik atau isolasi cair telah lama dipergunakan pada berbagai peralatan seperti transformator, kapasitor, kabel, dan switchgear. Isolasi cair yang saat ini dipergunakan diantaranya minyak mineral, minyak parafin,minyak silikon, dan beberapa minyak lain termasuk yang sedang dikembangkan yaitu minyak nabati. Pada trafo isolasi cair yang digunakan yaitu isolasi cair minyak. Isolasi cair minyak pada trafo mempunyai dua fungsi utama yaitu sebagai isolasi listrik dan sebagai media pendingin. Sebagai isolasi listrik, minyak harus mampu menahan medan listrik tinggi. Sebagai media pendingin, maka sifat-sifat transfer panas, viskositas, titik bakar dan beberapa sifat thermal lainnya penting untuk diperhatikan. 2.1.1.1. Minyak Sebagai Isolasi Pada peralatan tegangan tinggi terdapat daerah-daerah yang memiliki beda tegangan dengan level yang cukup tinggi mencapai ratusan kilovolt. Jika antara bagian yang berpotensial tinggi dengan bagian yang berpotensial rendah terjadi hubungan singkat dapat menimbulkan arus yang tinggi sehingga dapat merusak
trafo dan juga dapat merusak peralatan-peralatan lain yang terhubung dengan trafo tersebut. Minyak sebagai bahan isolasi trafo harus mampu menahan stress medan listrik yang lebih tinggi agar trafo dapat beroperasi dengan normal. Dalam fungsinya sebagai isolasi maka minyak haruslah mempunyai kekuatan dielektrik yang tinggi, faktor rugi-rugi kecil dan resistivitas yang tinggi. 2.1.1.2. Minyak Sebagai Pendingin Pada Trafo pemanasan dapat timbul akibat adanya rugi-rugi energi pada belitan dan inti besi. Proses pemanasan pada trafo ini akan berlangsung secara berkelanjutan selama pengoperasiannya dan akan menyebabkan kenaikan temperatur pada belitan dan inti besi. Jika proses pemanasan ini tidak diimbangi dengan proses pendinginan, maka akan terjadi pemanasan berlebih yang dapat mengakibatkan terjadinya kerusakan pada trafo. Adanya minyak sebagai cairan pengisi dalam trafo dapat membantu proses pendinginan belitan dan inti. Salah satu kelebihan minyak yaitu dapat mengisi celah atau ruang yang akan diisolasi serta secara serentak melalui proses konversi energi dapat menyalurkan sekaligus mereduksi panas yang timbul akibat rugi energi. Pada kebanyakan trafo, minyak bumi (mineral oil) merupakan salah satu media yang paling banyak digunakan karena kemampuannya dalam menyerap dan mereduksi panas dalam trafo yang sangat baik. Namun seiiring berjalannya waktu, minyak trafo akan mengalami proses penuaan (ageing) yang akan menyebabkan degradasi. Oleh sebab itu, untuk menjaga kondisi minyak agar lebih tahan lama, seringkali digunakan metode sirkulasi paksa (forced) dengan pompa. Metode sirkulasi paksa merupakan minyak yang disirkulasikan keluar permukaan trafo dan melewati proses pendinginan di luar kemudian disirkulasikan kembali ke dalam trafo.Faktor-faktor yang berpengaruh terhadap kemampuan laju penyaluran panas pada minyak antara lain kapasitansi panas dan konduktivitas termal.
6
2.1.1.3 Struktur Kimia Minyak [1] Pada dasarnya minyak trafo tersusun atas senyawa-senyawa hidrokarbon dan non hidrokarbon. 2.1.1.3.1. Senyawa Hidrokarbon Senyawa Hidrokarbon adalah senyawa kimia yang terdiri atas unsur-unsur hidrogen (H) dan karbon (C). Senyawa hidrokarbon merupakan bagian terbesar dari minyak. Senyawa ini dapat dibagi menjadi tiga kelompok besar yaitu senyawa parafin, senyawa napthena, dan senyawa aromatik. 1. Senyawa Parafin Parafin adalah senyawa hidrokarbon jenuh yang mempunyai rantai karbon lurus atau bercabang. Dalam kimia organik dikenal sebagai senyawa dengan rantai terbuka atau senyawa alifatis. 2. Senyawa Napthena Senyawa napthena digolongkan sebagai senyawa hidrokarbon yang mempunyai rantai tertutup atau struktur berbentuk cincin. Senyawa ini dikenal pula sebagai senyawa alisiklis. Masing-masing cincin dapat berisi lima atau enam atom karbon.Senyawa napthena dapat berupa monosiklik, disiklik, dan seterusnya tergantung pada jumlah cincin yang dimilikinya. Pada masing-masing cincin pula terhubung satu atau lebih rantai lurus atau berantai bercabang. 3. Senyawa Aromatik Senyawa ini memiliki satu atau lebih cincin aromatik yang dapat bergabung dengan cincin alisiklik. Beberapa senyawa aromatik berfungsi sebagai penghambat oksidasi (inhibitor) dan penjaga kestabilan. Jika jumlahnya terlalu banyak akan bersifat merugikan yaitu berkurangnya kekuatan dielektrik, serta berkurangnya kekuatan dielektrik, serta berkurangnya sifat pelarutan minyak terhadap isolasi padat di dalamnya.
7
2.3.1.2.Senyawa Non Hidrokarbon Senyawa non hidrokarbon yang terdapat dalam minyak trafo adalah substansi asphalt / ter, senyawa organik yang mengandung belerang dan nitrogen, asam napthen, ester, alkohol dan senyawa organometalik. 1. Ter Selama proses pemurnian minyak isolasi, sebagian besar ter dihilangkan. Pada minyak hasil pemurnian ini hanya ter dengan konsentrasi rendah yaitu 2 2,5% berat. Walaupun jumlahnya sangat sedikit, beberapa jenis senyawa ini mempunyai pengaruh pada sifat kerja minyak trafo. Senyawa ini memberikan warna yang khas pada minyak. Ter juga dapat mempercepat oksidasi. Ter diklasifikasikan sebagai berikut : a. Ter netral , senyawa yang larut dalam minyak eter yang berwujud cair atau semi cair dengan massa jenis sekitar satu. b. Asphaltena, substansi padat yang tidak larut dalam minyak eter tetapi larut dalam benzena , senyawa benzena seri, kloroform dan karbon disulfida. c. Karbena , substansi yang tidak larut dalam pelarut konvensional tetapi dapat larut sebagian dalam pridin dan karbon disulfida. 2. Senyawa Sulfur (Belerang) Senyawa sulfur selalu terdapat pada semua minyak mentah, jumlahnya bervariasi mulai lebih kecil dari 1 % sampai dengan 20 % berat. Senyawa ini mempunyai pengaruh pada sifat-sifat minyak dan turut menentukan proses yang diperlukan untuk mengolah minyak. Bagian dari hasil penyulingan minyak yang mempunyai titik didih rendah hampir semua senyawa sulfur terdapat didalamnya, tetapi untuk hasil penyulingan yang mempunyai titik didih di atas 200 oC kebanyakan mengandung senyawa sulfur dengan struktur siklis. Beberapa senyawa belerang yang terdapat di dalam minyak bersifat korosif dan tidak stabil. Oleh karena itu dalam proses destilasi minyak diusahakan untuk menghilangkan atau menekan jumlah senyawa belerang agar korosi dapat dicegah atau dikurangi. 8
3. Senyawa Nitrogen Jumlah senyawa nitrogen yang terkandung dalam minyak cukup kecil, yaitu kurang dari 0,8 %. Walaupun senyawa ini sangat sedikit terdapat dalam minyak, senyawa ini memegang peranan yang sangat penting pada proses oksidasi yang bersifat katalis sehingga kehadirannya tidak diharapkan. 4. Asam Napthena dan Senyawa yang Mengandung Oksigen Asam napthena juga terdapat dalam minyak bumi dalam jumlah cukup besar. Sebagian besar diantaranya terbuang selama proses pemurnian minyak sehingga jumlahnya tinggal sedikit sekali sekitar 0,02 %. Disamping asam-asam napthena,minyak juga mengandung asam-asam dari senyawa alifatik dan aromatik dalam jumlah yang kecil sekali, selain itu masih terdapat pula senyawa ester , alkohol , keton , dan peroksida. 5. Senyawa yang Mengandung Logam Isolasi cair dapat mengandung garam-garam dari asam organik dan senyawa metal kompleks. Minyak juga mengandung logam besi, tembaga , aluminium , titanium, kalsium, molibdeum, timah ,magnesium , krom, dan perak walaupun dalam jumlah yang sangat sedikit. 1.5.1. Isolasi Padat Pada Transformator Secara umum isolasi padat mempunyai sifat dielektrik yang baik, mempunyai kemampuan mekanik dan dapat menjadi protektor terhadap lingkungan. Isolasi padat mempunyai berbagai keuntungan diantaranya bersifat self supporting (tidak perlu didukung) dan tidak perlu wadah. Beberapa kelemahan isolasi padat diantaranya recovery sifat isolasinya sangat rendah sehingga sekali mengalami tembus maka sudah tidak dapat dipergunakan lagi dan fungsi sebagai pedingin kurang baik. Pada trafo, isolasi padat terdapat pada belitan. Tujuan isolasi pada belitan yaitu untuk mengisolasi masing-masing belitan terhadap belitan yang lainnya, sehingga tidak terjadi flashover antar belitan. Biasanya dalam aplikasinya Trafo menggunakan Kertas sebagai bahan isolasi padat. 9
Kertas terbuat dari bahan baku selulosa. Kertas untuk dielektrik biasanya diproses dari pulp kayu kraft yang berasal dari konifer, kayu lunak atau pinus. Selulosa mempunyai rumus kimia (C6H12O5)n yang merupakan polimer dengan berat molekul tinggi yang terdiri dari daerah kristalin yang bergabung dengan bagian amorphous. Secara umum selulosa mempunyai ikatan linear. Namun tidak jarang dilakukan cross linking ringan. Pada proses pembentukan kertas awal, kandungan air dapat mencapai 98 % namun pada proses selanjutnya, kertas dikeringkan dan kandungan kelembapan di dalamnya turun hingga sekitar 5 %. Kertas mempunyai sifat higrokopis (mudah menyerap air). Oleh karena itu dalam itu dalam pemakaiannya dikeringkan dahulu kemudian diimpregnasi dengan minyak mineral, minyak sintetik atau minyak sayur (vegetable oil). Konstanta dielektrik kertas sangat tergantung dari minyak impregnasi dan selulosa bahan kertasnya. Secara umum isolasi kertas mempunyai karakteristik sebagai berikut :
Biasanya t < 0,8 mm
εr sekitar 3 dan tan δ sekitar 25 %.
Bersifat Higroskopis
Selalu digunakan dalam bentuk kombinasi dengan minyak atau resin
Impregnasi minyak : fleksibel
Impregnasi resin : keras dan kaku Pada Trafo, Kertas 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. 1.6.
Parameter Kualitas Isolasi Transformator [2] Peralatan trafo tenaga merupakan bagian penting dalam jaringan tenaga
listrik. Peralatan ini perlu untuk dijaga kondisinya agar dapat beroperasi optimal. Salah satu bagian penting yang dapat menggambarkan kondisi trafo secara 10
keseluruhan adalah peralatan isolasi. Peralatan isolasi trafo terdiri dari isolasi cair (minyak) dan isolasi padat (kertas). Saat ini PT PLN telah melakukan beberapa pengujian untuk mengetahui kualitas isolasi trafo, yaitu : 1.6.1. Tegangan Tembus Minyak (Breakdown Voltage) Merupakan pengujian untuk mengetahui pada 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 2.1 Standar IEEE C57.106 pengujian kekuatan dielektrik Metode
<69 kV
69 – < 230 kV
>230 kV
ASTM D-1816 ( 1 mm)
23
28
30
ASTM D-1816 ( 2 mm)
40
47
50
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 standar.
11
Gambar 2.1 Alat Ukur Tegangan Tembus Minyak Trafo 1.6.2. Tegangan Antar Muka (Interfacial Tension /IFT) Nilai IFT adalah besarnya daya yang dibutuhkan untuk menarik sebuah cincin kecil ke atas sejauh 1 cm melalui permukaan antara air dan minyak (ASTM D-971). Minyak yang bagus (baru) mempunyai nilai IFT antara 40 – 50 dyne/cm. Nilai IFT dipengaruhi oleh banyaknya partikel-partikel kecil hasil oksidasi minyak dan kertas. Oksidasi akan menghasilkan air dalam minyak, meningkatkan nilai keasaman minyak dan pada kondisi tertentu akan menyebabkan pengendapan(sludge). Standar hasil pengujian IFT menggunakan metode ASTM D-971 adalah sebagai berikut Tabel 2.2 Standar IEEE C57.106 pengujian Tegangan Antar Muka IFT
<69 kV
69 – <230 kV
>230 kV
ASTM D-971
25
30
32
Minyak harus di reklamasi ketika nilai IFT mencapai 25 dyne/cm. Pada kondisi ini, minyak sudah banyak mengandung kontaminasi hasil oksidasi dan akan terjadi pengendapan.
12
Gambar 2.2 Alat Ukur Tegangan Antar Permukaan 1.6.3. Kandungan Air dalam Minyak (Water Content) Salah satu hal yang membahayakan trafo adalah kandungan air. Kandungan air dan oksigen yang tinggi
akan mengakibatkan korosi,
menghasilkan asam, endapan dan cepat menurunkan usia trafo. Dari hasil penelitian EPRI diperolah bahwa setiap peningkatan kandungan air 2 kali lipat pada temperatur yang sama akan menurunkan usia isolasi menjadi 0.5 kali. Kandungan air dalam trafo dapat berasal dari udara saat trafo dibuka untuk keperluan inspeksi, dan apabila terjadi kebocoran maka uap air akan masuk ke dalam trafo karena perbedaan tekanan parsial uap air. Standar hasil pengujian kandungan air dalam minyak menggunakan metode ASTM D-1533 [2] adalah sebagai berikut : Tabel 2.3 Standar IEEE C57.106 pengujian kandungan air dalam minyak Kandungan Air
<69 kV
69 – <230 kV
>230 kV
ASTM D-1533
35
25
20
13
Nilai diatas tidak sepenuhnya menjamin kondisi isolasi trafo. Karena kandungan air dalam minyak akan sangat berbahaya apabila mencapai 30% saturasi air dan minyak harus direklamasi. Untuk itu pada waktu pengambilan sampel minyak untuk pengujian kandungan air harus dicatat temperatur minyak trafo. Temperatur ini sangat diperlukan pada waktu melakukan analisa. Persentase saturasi air dalam minyak dapat dilihat pada gambar berikut :
Gambar 2.3 Persentase saturasi air dalam minyak Selain itu, kandungan air dalam minyak dapat digunakan untuk memperkirakan jumlah kandungan air dalam kertas Tabel 2.4 Perbandingan distribusi air dalam minyak dan kertas Temperatur (oC)
Air dalam minyak
Air dalam kertas
20
1
3000
40
1
1000
60
1
300
14
Kandungan air pada kertas terutama terkumpul pada sepertiga belitan bagian bawah dimana suhu minyak rendah. Hal ini akan memungkinkan terjadinya flashover antar belitan.
Gambar 2.4 Alat Ukur Kandungan Air dalam Minyak Trafo 1.6.4. Angka Keasaman ( Neutralization Number / NN) Merupakan jumlah kalium hidroksida (KOH) yang dibutuhkan (dalam mg) untuk menetralkan 1 gram minyak sampel. Semakin banyak KOH yang dibutuhkan, maka semakin asam minyak dan semakin besar pula angka kenetralannya. Proses oksidasi pada kertas dan minyak akan menghasilkan asam. Kandungan asam dalam minyak mempercepat penurunan kondisi minyak dan kertas, yaitu :
asam akan membentuk lebih banyak asam dari minyak dan kertas
bereaksi dengan kertas menghasilkan air
asam bersifat korosif terhadap logam dan akan membentuk lebih banyak partikel-partikel logam pada belitan dan bagian bawah tangki minyak.
15
Standar hasil pengujian angka kenetralan minyak dengan metode pengujian ASTM D-974 adalah sebagai berikut : Tabel 2.5. Standar IEEE C57.106 pengujian angka keasaman Metode
<69 kV
ASTM D 974
0.2
69 – <230 kV
>230 kV
0.15
0.1
Berdasarkan hasil pengujian IFT dengan NN, dapat dibuat analisa lebih lanjut dengan membandingkan nilai keduanya : Tabel 2.6 Nilai perbandingan IFT dengan NN Kondisi Minyak
IFT
NN
IFT / NN
Bagus
30,0 – 45,0
0,00 – 0,10
300 – 1500
Proprosional A
27,1 – 29,9
0,05 – 0,10
271 – 600
Marginal
24,0 – 27,0
0,11 – 0,15
160 – 318
Jelek
18,0 – 23,9
0,16 – 0,40
45 – 159
Sangat jelek
14,0 – 17,9
0,41 – 0,65
22 – 44
Sangat sangat jelek
9,00 – 13,9
0.66 – 1,50
6 – 21
Rusak
> 1,51
Dari hasil perbandingan di atas, apabila hasil pengujian IFT : 29,2 dyne/cm, NN : 0,3 dan IFT / NN : 96 maka minyak diklasifikasikan ke dalam kondisi jelek.
16
Gambar 2.5 Alat Ukur Kadar Asam Minyak Trafo 1.6.5. Flash Point Temperatur minimum dimana minyak menghasilkan uap yang cukup untuk dibakar bersama udara. Flash point merupakan indikator ketidakstabilan minyak. Minyak yang bagus mempunyai nilai flash point tinggi, nilai standar berdasarkan metode pengujian ASTM D-92 adalah 150oC dan akan terus berkurang apabila kandungan air, oksigen, gas-gas terlarut meningkat dan ikatan rantai karbon minyak berkurang.
Gambar 2.6 Alat Ukur Flash Point pada minyalk trafo 17
1.6.6. Warna Untuk mendeteksi kecepatan penurunan atau kontaminasi yang serius. Nilai standar berdasarkan metode pengujian ASTM D-1500 adalah <3,5. Hasil pengujian yang tinggi menggambarkan adanya karbon, partikel isolasi dan material terlarut lainnya. Karbon terbentuk pada waktu timbul partial discharge maupun arcing. partikel-partikel dapat berupa furan maupun hasil oksidasi.
Gambar 2.7 Alat Ukur Flash Point pada minyak trafo 1.6.7. Sludge Sludge dihasilkan oleh adanya oksigen dan kandungan air dalam minyak trafo. Sludge terutama terjadi pada belitan trafo bagian bawah dan terus meningkat. Slugde akan mengakibatkan suhu trafo naik pada beban yang dan hasil pengujian IFT akan mengalami penurunan.
18
Gambar 2.8 Alat Ukur sludge (endapan) pada minyak trafo 1.6.8. Rasio CO/CO2 Jumlah gas CO2 dan CO dalam trafo meningkat seiring dengan peningkatan suhu operasi trafo. Berdasarkan hasil pengujian DGA menurut standar IEEE C57.104 , akumulasi gas CO2 dan CO menggambarkan kondisi kertas yang dibedakan ke dalam 4 status seperti pada tabel berikut : Tabel 2.7. Akumulasi gas CO2 dan CO CO2 (ppm)
CO (ppm)
Kondisi 1
0 - 2500
0 - 350
Kondisi 2
2501 – 4.000
351 - 570
Kondisi 3
4001 – 10.000
571 – 1.400
Kondisi 4
> 10.000
> 1.400
Kondisi 1 adalah kondisi normal operasi sedangkan kondisi 4 kertas sudah mendekati kerusakan. Apabila salah satu atau kedua gas telah mencapai kondisi 2 atau 3, maka rasio peningkatan jumlah CO2 / CO sangat membantu dalam menentukan kondisi isolasi padat. Pada trafo yang beroperasi pada beban dan suhu normal, hasil 19
pengujian rasio pertambahan gas CO2 akan 7 sampai 20 kali lebih besar dibanding CO. Kondisi normal ini dapat dipertimbangkan untuk rasio pertambahan mencapai 5. Apabila rasio kurang dari 5 disertai dengan pertambahan gas H2, CH4, C2H6 maka ada kemungkinan terjadi masalah di dalam trafo dan kertas mengalami penurunan kondisi yang cepat apabila rasio CO2/CO kurang dari 3. Pada kondisi ini trafo mendekati kerusakan sehingga perlu dilakukan inspeksi internal pada isolasi kertas.
Gambar 2.9 Alat Ukur Dissolved Gas Analysis termasuk CO dan CO2 1.6.9. 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 hidroksimetil 2 furaldehid) yang disebabkan oleh oksidasi
2FOL (2 fulfurol) disebabkan kandungan air yang tinggi pada kertas
2FAL (2 furaldehid) disebabkan oleh pemanasan berlebih 20
2ACF (2 Asetilfuran) disebabkan 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 direklamasi jika jumlah furan melebihi 250 ppb, karena kertas telah mengalami penurunan kondisi dan usia trafo berkurang. Hasil pengujian furan ini dikorelasikan 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 pada tren hasil pengujian bukan pada satu hasil pengujian saja. Hal yang perlu diperhatikan dalam menjaga kondisi isolasi trafo 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. Beberapa ahli dan organisasi termasuk EPRI meyakini bahwa kandungan oksigen dalam lebih dari 2000 ppm akan mempercepat pemburukan kondisi kertas. Minyak harus di-treatment apabila kandungan oksigen mencapai 10.000 ppm. 1.6.10. Faktor Rugi-Rugi Dielektrik (tan δ) [1] Faktor Rugi-rugi dielektrik (tan δ) merupakan indikator rugi-rugi energi pada material isolasi dalam kondisi tegangan bolak-balik (AC). Secara umum, rugi-rugi dielektrik disebabkan oleh adanya elektron bebas dalam isolasi cair. Keberadaan elektron bebas inilah yang akan menyebabkan timbulnya arus konduksi (IR) dalam minyak. Sudut rugi-rugi dielektrik δ akan membesar jika arus konduksi semakin besar. Rangkaian Ekivalen dan diagram fasor material isolasi adalah sebagai berikut :
21
(a)
(b)
Gambar 2.10 (a).Rangkaian Ekivalen pararel material isolasi (b).Diagram fasor rangkaian Nilai tan δ berbanding lurus dengan disipasi energi dalam bentuk panas pada material isolasi. Semakin besar nilai tan δ minyak transformator mengindikasikan bahwa disipasi energi dalam bentuk panas pada minyak tersebut cukup signifikan. Hal ini menunjukkan bahwa dalam minyak terdapat kerusakan atau kandungan kontaminan baik berupa uap air, karbon,varnish, senyawa sodium, maupun kontaminan penggangu lainnya. Karena itu nilai tan δ minyak transformator dapat menentukan unjuk kerjanya karena dapat dijadikan parameter untuk mengevaluasi efesiensi dielektrik serta menilai kerusakan dielektrik karena penggunaan yang cukup lama. Selain itu, pengujian tan δ pada minyak transformator dapat menentukan apakah zat kontaminan masih dapat dalam batas yang diperbolehkan atau tidak. Karakteristik tan δ digunakan untuk mengevaluasi efesiensi dielektrik. Tan δ cukup peka untuk mendeteksi serta menilai kerusakan dielektrik akibat telah dipergunakan untuk waktu yang lama. Pengaruh langsung dari naiknya nilai δ adalah terjadinya pemanasan dielektrik. Sedangkan pengaruh tidak langsungnya adalah naiknya korosi logam, laju kerusakan dielektrik, kelarutan air, emulsifikasi air dan kecepatan oksidasi.
22
Hal yang perlu diperhatikan dalam menjaga kondisi isolasi trafo 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. Beberapa ahli dan organisasi termasuk EPRI meyakini bahwa kandungan oksigen dalam lebih dari 2000 ppm akan mempercepat pemburukan kondisi kertas. Minyak harus di-treatment apabila kandungan oksigen mencapai 10.000 ppm. 1.7.
Proses Degradasi pada Isolasi Transformator Kegagalan isolasi (insulation breakdown, insulation failure) disebabkan
karena beberapa hal antara lain isolasi tersebut sudah lama dipakai, berkurangnya kekuatan dielektrik dan karena isolasi tersebut dikenakan tegangan lebih. Pada perinsipnya tegangan pada isolasi merupakan suatu tarikan atau tekanan (stress) yang harus dilawan oleh gaya dalam isolasi itu sendiri agar isolasi tidak gagal. Dalam struktur molekul material isolasi, elektron-elektron terikat erat pada molekulnya, dan ikatan ini mengadakan perlawanan terhadap tekanan yang disebabkan oleh adanya tegangan. Bila ikatan ini putus pada suatu tempat maka sifat isolasi pada tempat itu hilang. Bila pada bahan isolasi tersebut diberikan tegangan akan terjadi perpindahan elektron-elektron dari suatu molekul ke molekul lainnya sehingga timbul arus konduksi atau arus bocor. Karakteristik isolasi akan berubah bila material tersebut kemasukan suatu ketidakmurnian (impurity) seperti adanya arang atau kelembaban dalam isolasi yang dapat menurunkan tegangan gagal. Berikut ini beberapa faktor yang mempengaruhi mekanisme kegagalan yaitu :
Partikel Ketidak murnian memegang peranan penting dalam kegagalan isolasi. Partikel debu atau serat selulosa dari sekeliling dielektrik padat selalu tertinggal dalam cairan. Apabila diberikan suatu medan listrik maka partikal ini akan terpolarisasi. Jika partikel ini memiliki permitivitas e2 yang lebih besar dari permitivitas carian e1, suatu gaya akan terjadi pada 23
partikel yang mengarahkannya ke daerah yang memiliki tekanan elektris maksimum diantara elektroda elektroda. Jika partikel tersebut lembab atau basah maka gaya ini makin kuat karena permitivitas air tinggi. Partikel yang lain akan tertarik ke daerah yang bertekanan tinggi hingga partikel partikel tersebut bertautan satu dengan lainnya karena adanya medan. Hal ini menyebabkan terbentuknya jembatan hubung singkat antara elektroda. Arus yang mengalir sepanjang jembatan ini menghasilkan pemanasan lokal dan menyebabkan kegagalan.
Air Air yang dimaksud adalah berbeda dengan partikel yang lembab. Air sendiri akan ada dalam minyak yang sedang beroperasi/dipakai. Namun demikian pada kondisi operasi normal, peralatan cenderung untuk membatasi kelembaban hingga nilainya kurang dari 10 %. Medan listrik akan menyebabkan tetesan air yang tertahan didalam minyak yang memanjang searah medan dan pada medan yang kritis, tetesan itu menjadi tidak stabil. Kanal kegagalan akan menjalar dari ujung tetesan yang memanjang sehingga menghasilkan kegagalan total.
Gelembung Pada gelembung dapat terbentuk kantung kantung gas yang terdapat dalam lubang atau retakan permukaan elektroda, yang dengan penguraian molekul molekul cairan menghasilkan gas atau dengan penguatan cairan lokal melalui emisi elektron dari ujung tajam katoda. Gaya elektrostatis sepanjang gelembung segera terbentuk dan ketika kekuatan kegagalan gas lebih rendah dari cairan, medan yang ada dalam gelembung melebihi kekuatan uap yang menghasilkan lebih banyak uap dan gelembung sehingga membentuk jembatan pada seluruh celah yang menyebabkan terjadinya pelepasan secara sempurna.
24
1.7.1. Penuaan (Aging) Kandungan air, oksigen, dan produk penuaan minyak trafo (termasuk keasaman di dalamnya) merupakan penyebab degradasi isolasi trafo yang kemudian dapat mengurangi umur trafo secara signifikan. Parameter-parameter itu muncul karena adanya pengaruh dari luar diantaranya suhu, stress medan yang tinggi dan lain-lain. Proses pemburukan isolasi trafo melibatkan difusi air yang terjadi perlahan-lahan, gas, dan produk dari penuaan akan memberikan pengaruh buruk pada keadaan sebagian struktur isolasi yang disebut struktur tipis (isolasi kertas pada belitan dan coils, pressboard shets) yang merupakan 40-60% dari total massa isolasi trafo. Bagian paling panas dari isolasi merupakan faktor penyebab percepatan kegagalan isolasi. Pada kenyataannya, fluida merupakan bagian terbesar dari trafo dan berperan sebagai pemain utama dalam menentukan kondisi keseluruhan sistem. Seluruh ketidakmurnian pada minyak (air, gas, dan produk penuaan lainnya) merupakan bagian dari seluruh sistem dielektrik. Produk penuaan yang agresif akan diserap oleh bahan isolasi yang kemudian akan menghancurkan selulosa dan juga memberikan pengaruh buruk pada minyak baru setelah refill. Rekondisi minyak merupakan keputusan yang tepat untuk perpanjangan umur trafo 1.7.2. Kadar Air Ada tiga faktor yang dapat menyebabkan kadar air dalam isolasi trafo menjadi berlebihan yaitu :
Embun yang tertinggal di dalam struktur tebal isolasi trafo tidak menguap
Air yang berasal dari udara luar
Penuaan selulosa dan minyak Sumber utama kontaminasi air adalah embun yang berasal dari udara luar.
Mekanisme masuknya air ke dalam isolasi trafo adalah dengan masuknya udara 25
yang lembab atau bisa saja air dari luar masuk melalui bagian trafo yang tidak tertutup rapat (kebocoran). Air hujan pun dapat menjadi sumber kontaminasi air dalam trafo dalam waktu yang cepat. Selain itu pengembunan di dalam trafo pun dapat terjadi saat pembukaan trafo ke udara untuk keperluan inspeksi. Penuaan yang terjadi pada minyak trafo dan selulosa dapat menghasilkan air dalam jumlah yang banyak sehingga menyebabkan nilai suhu akan naik dan kerusakan pun terjadi dengan cepat. Dalam hal ini molekul air akan berpindah terutama dari sekitar titik panas ke belitan. 1.7.3. Kontaminasi Partikel Selulosa, besi, alumunium, tembaga dan partikel lainnya timbul dari proses pembuatan /produksi dari minyak trafo itu sendiri. Terjadinya penuaan dan meningkatnya temperatur lama-kelamaan akan terbentuk partikel-partikel yang mengendap. Terjadinya pemanasan berlebih di atas 500oC dapat menimbulkan terbentuknya karbon. Kontaminasi partikel merupakan faktor penting yang menyebabkan menurunnya kekuatan dielektrik pada isolasi trafo, oleh karena itu dalam memproduksi minyak trafo akan sangat lebih baik jika meminimasikan jumlah partikel yang dapat mengkontaminasi minyak tersebut. Partikel yang paling berbahaya adalah partikel yang bersifat konduktif diantaranya karbon, logam, fiber. Melakukan identifikasi dan mengetahui jumlah kontaminasi partikel pada isolasi trafo merupakan salah satu hal yang penting dalam melakukan condition monitoring. 1.7.4. Penuaan Isolasi Kertas Gambar 2.11 memperlihatkan bagan tentang proses penuaan isolasi minyak-kertas pada trafo karena adanya air, kontaminasi partikel dan produk dari penuaan minyak. Bagian dielektrik yang aman di antara isolasi mayor dan isolasi 26
minor yang telah terkontaminasi air akan ditentukan oleh nilai kekuatan dielektrik pada isolasi minyak.
Gambar 2.11 Bagan penuaan pada isolasi minyak-kertas trafo [9] Munculnya gelembung sangat mungkin disebabkan oleh aktivitas partial discharge (PD) yang dapat terjadi bahkan saat rated voltage. Keberadaan gelembung tersebut menjadi masalah yang serius pada “trafo panas”. “Trafo panas” terjadi bukan hanya karena tingginya temperatur dan kandungan air tapi juga karena adanya udara dan menurunnya tegangan antar muka pada minyak. fenomena inilah yang disebut penuaan. Kandungan air yang tinggi akan menyebabkan kegagalan isolasi dengan cepat. Sedangkan keberadaan partikel konduktif dapat mengurangi kekuatan dieletrik minyak. Selain itu air juga menyebabkan terjadinya depolimerisasi selulosa. Fenomena ini akan menjadi lebih berbahaya dengan adanya zat asam. Oleh karena itu sebaiknya condition monitoring pada trafo yang terkontaminasi harus mempertimbangkan juga kontaminasi pada minyak oeh partikel konduktif dan produk penuaan minyak itu sendiri. 27
1.8.
Diagnosis Isolasi Transformator [1] Salah satu metoda yang banyak dipergunakan untuk mengetahui kondisi
isolasi transformator adalah dengan menganalisa gas terlarut dalam minyak (dissolved gas analysis,DGA). Dengan menggunakan kromatografi gas maka spesies dan konsentrasi gas dalam minyak dapat diketahui. Selanjutnya dari spesies dan konsentrasi gas tersebut diinterpretasikan kondisi isolasi trafo. Beberapa teknik atau metode menginterpretasikan data DGA seperti : a. Total Combustible Gas – TCG b. Key Gas Method c. Roger’s Ratio Method 1.8.1. Metode Total Combustible Gas (TCG) Menurut IEEE trafo yang sehat harus mengandung 0 – 720 ppm (v/v) konsentrasi TCG atau gas-gas yang mudah terbakar yaitu Hidrogen (H2) dan hidrokarbon rantai pendek seperti metana (CH4), etana (C2H6),etilen (C2H4), dan asitilen (C2H2). Berdasarkan Standar IEEE C57-104-1991 serta ASTM D-3612 memberikan petunjuk mengenai penggunaan analisis dengan TCG serta kandungan gas-gas secara individual. Tabel 2.8 Konsentrasi gas-gas terlarut (ppm) berdasarkan metode TCG Status
H2
CH4
Kondisi 1
100
120
Kondisi 2
101-700
Kondisi 3 Kondisi 4
121-400
701-
401-
1800
1000
>1800
>1000
C2H2
C2H4
C2H6
CO
CO2
TDCG
35
50
65
350
2500
720
36-50
51-100
66-100
351-570
2500 -
721-
4000
1920
51-80 >80
101-
101-
571-
4001-
1921-
200
150
1400
10000
4630
>200
>150
>1400
>10000
>4630
28
Masing-masing kondisi trafo diatas dikelompokkan sesuai konsentrasi TCG ataupun konsentrasi Combustible Gas maksimum yang diijinkan. Untuk diagnosis dan penanganan terhadap kondisi trafo berdasarkan tabel berikut. Tabel 2.9 Diagnosis dan penanganan terhadap kondisi trafo berdasarkan metode TCG Konsentrasi TCG Kondisi
dan atau konsentrasi
Diagnosis
Prosedur
gas individual
Penanganan
Kondisi
TCG < 720 ppm
Trafo beroperasi
Tidak perlu dilakukan
1
atau konsentrasi
Dengan normal
penanganan khusus Lanjutkan pengoperasian
tertinggi gas individual berdasarkan tabel 2.8 Kondisi 2
TCG 721-1920 ppm
TCG berada dia atas normal , Lanjutkan tindakan pencegahan agar
atau konsentrasi
kegagalan
tertinggi gas individual
mungkin terjadi
berdasarkan tabel 2.8
pada kondisi ini
gejala tidak terus berlanjut Lakukan investigasi untuk masingmasing combustible gas yang melebihi batas normal
Kondisi 3
TCG 1921- 4630 ppm
TCG pada level inimenunjuk Segera lakukan tindakan
atau konsentrasi
kan telah terjadi dekomposisi
pencegahan agar gangguan tidak
tertinggi gas individual
tingkatan tinggi
berlanjut Lakukan investigasi lebih cermat
berdasarkan tabel 2.8
untuk masing-masing combustible gas yang terdeteksi Kondisi 4
Laju pembentukan gas dan
TCG > 4630 ppm
Terjadi dekomposisi yang
atau konsentrasi tertinggi
sangat berlebihan
penyebabnya harus segera
gas individual
dan menyeluruh
diidentifikasi dan dilokalisir
berdasarkan tabel 2.8
dalam minyak.
Segera ambil tindakan perbaikan
Meneruskan operasional dapat menyebab kan gangguan yang serius
29
1.8.2. Metode Gas Kunci (Key Gas Method) Berdasarkan pada standar IEEE C57.104.1991. Dengan melihat komposisi gas-gas kunci pada data maka dapat mempermudah dalam mendiagnosis kondisi trafo. Tabel 2.10 Metode Gas Kunci dan Diagnosis gangguan Gas Kunci Asetilen (C2H2)
Kriteria Konsentrasi gas C2H2 dan H2 dalam jumlah yang
Diagnosis Gangguan Arching
besar disertai timbulnya gas CH4 dan C2H4 dalam jumlah kecil. CO dan CO2 juga dapat timbul jika terjadi dekomposisi pada selulosa Hidrogen (H2)
Konsentrasi H2 dalam jumlah yang besar, CH4
Corona (PD)
tidak terlalu banyak, serta C2H6 dan C2H4 dalam jumlah kecil. CO dan CO2 juga dapat timbul jika terjadi dekomposisi pada selulosa Etilen (C2H4)
Konsentrasi C2H4 dalam jumlah besar. C2H6, CH4
Overheating of oil
dan H2 dalam jumlah kecil, serta sedikit konsentrasi CO Karbonmonoksida
Konsentrasi CO dan CO2 dalam jumlah besar.
Overheating
(CO)
Gas-gas hidrokarbon dapat juga timbul
of cellulose
1.8.3. Metode Rasio Rogers Metode ini merupakan salah satu perangkat pelengkap untuk analisis kandungan gas terlarut dalam minyak trafo. Rasio Rogers diperoleh dengan membandingkan kuantitas dari berbagai gas-gas kunci yang akan memberikan sebuah nilai rasio suatu gas kunci terhadap gas lainnya. Rasio Rogers diperoleh dengan perbandingan gas-gas CH4 /H2 ,C2H6/CH4 ,C2H4/C2H6 , C2H2/C2H4. Jika diperoleh perbandingan gas-gas tersebut >1 maka rasio Rogers bernilai 1 dan jika perbandingan gas-gas tersebut ≤ 1 maka rasio Rogers bernilai 0 Nilai dan diagnosis gangguan dengan Rasio Rogers dapat dilihat pada Tabel 2.11 berikut. 30
Tabel 2.11 Diagnosis gangguan dengan Rasio Rogers CH4/H2
C2H6/CH4
C2H4/C2H6
C2H2/C2H4
R1
R2
R3
R4
0
0
0
0
Normal deterioration
1
0
0
0
Slight overheating – below 150oC
1
1
0
0
Slight overheating –150oC-200 oC
0
1
0
0
Slight overheating –200oC-300 oC
0
0
1
0
General conductor overheating
1
0
1
0
Circulating currents and/or
Diagnosis
overheating joints 0
0
0
1
Flashover without power follow through
0
1
0
1
Tap changer selector breaking current
0
0
1
1
Arc with power follow-through –or persistent sparking
31
