DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR...IV DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN...VI

GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ......................................................................................................... I DAFTAR GAMBAR .......................................................................................................IV DAFTAR TABEL ........................................................................................................V DAFTAR LAMPIRAN .......................................................................................................VI PRAKATA ...................................................................................................... VII GAS INSULATED SUBSTATION...................................................................................... 1 1 PENDAHULUAN.............................................................................................. 1 1.1 Karakteristik Gas SF6...................................................................................... 1 1.2 Komponen dan Fungsi..................................................................................... 6 1.2.1 Subsistem Primary .......................................................................................... 6 1.2.1.1 Subsubsistem Switching Device ...................................................................... 6 1.2.1.1.1 PMT................................................................................................................. 6 1.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah............................................................................................. 7 1.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying ...................................................................... 8 1.2.1.2.1 Busbar............................................................................................................. 8 1.2.1.2.2 Bellows............................................................................................................ 8 1.2.1.3 Subsubsistem Proteksi .................................................................................... 9 1.2.1.3.1 Current Transformer (CT) ................................................................................ 9 1.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT) ................................................................................ 9 1.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT) ...........................................................10 1.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA)....................................................................................10 1.2.1.4 SubsubSistem Terminasi................................................................................11 1.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint......................................................................12 1.2.1.5.1 Tulip Finger ....................................................................................................12 1.2.1.5.2 Seal/O-Ring....................................................................................................12 1.2.1.5.3 Epoxy Resin ...................................................................................................12 1.2.1.5.4 Bolts ...............................................................................................................12 1.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser .....................................................13 1.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6............................................................................................13 1.2.2 Subsistem Secondary.....................................................................................13 1.2.2.1 Relay ..............................................................................................................13 1.2.2.2 Control Wiring.................................................................................................13 1.2.2.3 Alarm..............................................................................................................14 1.2.2.4 Measuring Device...........................................................................................14 1.2.2.5 Auxiliary Switch ..............................................................................................14 1.2.2.6 Control Components.......................................................................................15 1.2.2.7 Density Monitor ..............................................................................................15 1.2.2.8 Density Switch................................................................................................15 1.2.3 Subsistem Dielectric .......................................................................................15 1.2.3.1 SF6.................................................................................................................15 1.2.3.2 Absorbent .......................................................................................................15 1.2.3.3 Kompartemen (Gas Section) ..........................................................................16 1.2.4 Subsistem Driving mechanism........................................................................16 i


1.2.4.1 1.2.4.1.1 1.2.4.1.2 1.2.4.1.3 1.2.4.1.4 1.2.4.1.5 1.2.4.1.6 1.2.4.1.7 1.2.4.1.8 1.2.4.1.9 1.2.4.1.10 1.2.4.2 1.2.4.2.1 1.2.4.2.2 1.2.4.2.3 1.2.4.2.4 1.2.4.2.5 1.2.4.2.6 1.2.4.2.7 1.2.4.2.8 1.2.4.2.9 1.2.4.2.10 1.2.4.3 1.2.4.3.1 1.2.4.3.2 1.2.4.3.3 1.2.4.3.4 1.2.4.3.5 1.2.4.3.6 1.2.4.3.7 1.2.4.3.8 1.2.4.3.9 1.2.4.3.10 1.2.4.3.11 1.2.4.3.12 1.2.5 1.2.6 2 2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 2.2.7 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4

Pneumatic ......................................................................................................16 Motor Kompressor ..........................................................................................17 Pompa Kompresi Udara .................................................................................17 Kopling ...........................................................................................................18 Tanki udara ....................................................................................................18 Katup Satu Arah (Non Return Valve) ..............................................................18 Katup Pengaman (Safety Valve).....................................................................18 Pressure Switch..............................................................................................18 Pressure Gauge .............................................................................................18 Oil Level .........................................................................................................19 Pengering Udara (air dryer) atau Penjebak Air (water trap) ............................19 Hydraulic ........................................................................................................19 Oil level indicator ............................................................................................19 Pompa Minyak (Oil Pump)..............................................................................20 Akumulator/Aktuator .......................................................................................20 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah .........................................20 Valve Pengisian..............................................................................................20 Katup Cegah (Non Return Valve) ...................................................................20 Otomatic Valve Venting ..................................................................................20 Opening Pilot Valve ........................................................................................20 Oil Chamber ...................................................................................................20 Pressure Gauge .............................................................................................20 Hidrolik Spring ................................................................................................20 Oil Level Indicator...........................................................................................21 Pompa Minyak (Oil Pump)..............................................................................21 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah ........................................21 Valve Pengisian..............................................................................................21 Opening Pilot Valve ........................................................................................21 Oil Chamber ...................................................................................................21 Spring.............................................................................................................21 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator) ..........................................22 OFF Trigger (push button off) .........................................................................22 ON Trigger (push button on) ...........................................................................22 Charging Mechanism......................................................................................22 Charging Motor...............................................................................................22 Subsistem Mechanical....................................................................................22 Failure Mode Effect Analysis (FMEA) .............................................................23 PEDOMAN PEMELIHARAAN........................................................................ 25 Inspeksi Level 1 (In Service Inspection)..........................................................25 Inspeksi Level 2 (In Service Measurement) ....................................................25 Pengukuran Tahanan Pentanahan .................................................................26 Pengujian Kualitas Gas SF6 ...........................................................................26 Purity ..............................................................................................................27 Decomposition Product...................................................................................27 Moisture Content Gas SF6 .............................................................................27 Dew Point .......................................................................................................28 Pengukuran Suhu...........................................................................................29 Inspeksi Level 3 (Online Measurement)..........................................................29 Kelembaban Sekitar .......................................................................................29 Temperature Sekitar.......................................................................................29 Kandungan Decomposition Product................................................................29 Pengukuran Partial Discharge ........................................................................29 ii


2.4 2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.5.5 2.5.6 2.5.7 2.6 2.7 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 4 4.1 4.2

Shutdown Measurement.................................................................................30 Shutdown Testing/Measurement ....................................................................30 Pengukuran Tahanan Isolasi ..........................................................................30 Pengukuran Keserempakan Kontak ...............................................................32 Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik..........................................................32 Pengecekan dan Pelumasan Gear .................................................................32 Blocking Sistem Penggerak PMT ...................................................................33 Auxiliary Contact.............................................................................................33 Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik ............................................................33 Reklamasi Gas SF6........................................................................................33 Shutdown Function Test .................................................................................38 INTERPRETASI HASIL UJI ........................................................................... 38 Pengukuran Kebocoran Gas SF6 ...................................................................38 Pengujian Purity Gas SF6 ..............................................................................39 Pengujian Decomposition Product Gas SF6 ...................................................40 Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6 .........................................43 Dew Point Gas SF6 ........................................................................................43 Moisture Content Gas SF6 .............................................................................43 Pengukuran Partial Discharge ........................................................................43 Pengujian Tahanan Isolasi .............................................................................44 Pengujian Tahanan Pentanahan ....................................................................44 Pengukuran Tahanan Kontak .........................................................................44 Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT .................................44 Pengujian Tahanan Coil PMT .........................................................................44 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN.................................................... 45 Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection.......................................45 Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan Pengujian Kualitas Gas SF6 ......................................................................................................51 4.3 Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing..................................................53 4.3.1 Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak ................................53 4.3.2 Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT.............................54 4.3.3 Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi ..........................................54 4.3.4 Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear .......................55 4.3.5 Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik ................55 4.3.6 Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak................................56 4.3.7 Rekomendasi Trip Circuit Faulty.....................................................................56 4.3.8 Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik .................56 4.3.9 Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT .........................................56 DAFTAR ISTILAH ...................................................................................................... 74 DAFTAR PUSTAKA ...................................................................................................... 75

iii


DAFTAR GAMBAR Gambar 1-1 Kemampuan SF6 dalam memadamkan busur api(1) .................................... 2 Gambar 1-2 Tegangan tembus AC gas SF6 dalam berbagai tekanan di bawah medan listrik homogen.................................................................................................................. 2 Gambar 1-3 Karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen (6) ................. 3 Gambar 1-4 Titik Kritis cair ke gas untuk SF6 dan batas dew point................................... 4 Gambar 1-5 Kompartemen Pemutus Tenaga (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ....... 7 Gambar 1-6 Kompartemen pemisah (model busbar 1 enclosure – 1 phase)..................... 7 Gambar 1-7 Kompartemen Busbar (model busbar 1 enclosure – 1 phase)....................... 8 Gambar 1-8 Komponen Bellows ....................................................................................... 9 Gambar 1-9 Kompartemen Trafo Arus (model busbar 1 enclosure – 1 phase).................. 9 Gambar 1-10 Kompartemen Trafo tegangan (model busbar 1 enclosure – 1 phase) .......10 Gambar 1-11 Kompartemen LA (model busbar 1 enclosure – 1 phase)...........................10 Gambar 1-12 Terminasi pada Sealing End Cable(model busbar 1 enclosure – 1 phase).11 Gambar 1-13 Terminasi/outdoor bushing (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ............11 Gambar 1-14 Terminasi trafo (model busbar 1 enclosure – 1 phase)...............................12 Gambar 1-15 Relay Arus Lebih........................................................................................13 Gambar 1-16 Wiring system mekanik penggerak CB.......................................................14 Gambar 1-17 Manometer tekanan minyak UGC GIS .......................................................14 Gambar 1-18 Density Monitor dan Density Switch SF6 ....................................................15 Gambar 1-19 Absorbent kompartemen GIS.....................................................................16 Gambar 1-20 Kompartemen (Gas Section) pada GIS ......................................................16 Gambar 1-21 Kompressor Sistem Pneumatic pada GIS ..................................................17 Gambar 1-22 Sistem Pneumatic pada GIS ......................................................................17 Gambar 1-23 Penggerak Hydraulic..................................................................................19 Gambar 1-24 Penggerak Spring/pegas............................................................................21 Gambar 1-25 Kondisi rod/tuas penggerak mekanik PMS.................................................22 Gambar 2-1 Pengukuran Tahanan Pentanahan...............................................................26 Gambar 2-2 Pengujian Decomposition Product SF6.........................................................27 Gambar 2-3 Pengujian Purity dan Dew Point SF6 ............................................................28 Gambar 2-4 Pengujian Partial Discharge .........................................................................30 Gambar 2-5 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Pentanahan...............................31 Gambar 2-6 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Bawah-Pentanahan...........................31 Gambar 2-7 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Bawah.......................................31 Gambar 2-8 Pengukuran Keserempakan Kontak.............................................................32 Gambar 2-9 Struktur dasar proses reklamasi gas. ...........................................................33 Gambar 2-10 Prosedur reklamasi gas SF6.......................................................................35 Gambar 2-11 Blok Diagram Reklamasi Gas SF6 .............................................................36 Gambar 3-1 Reaksi kimia terbentuknya decomposition products SF6 ..............................40 Gambar 4-1 Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6 ...........................................................................................................................52

iv


DAFTAR TABEL Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS (3) ....................................... 5 Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS (3) ......................................................... 5 Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi......................37 Tabel 2-2 Shutdown Function Test ..................................................................................38 Tabel 3-1 Decomposition products SF6(1). ........................................................................41 Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6 .............................................................42 Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection ......................................45 Tabel 4-2 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................46 Tabel 4-3 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................47 Tabel 4-4 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................48 Tabel 4-5 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................49 Tabel 4-6 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................50

v


DAFTAR LAMPIRAN Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN GIS ......................................................57 Lampiran 2 FMEA GIS SECONDARY .............................................................................66 Lampiran 3 FMEA GIS PRIMARY....................................................................................68 Lampiran 4 Formulir Pengujian Kualitas SF6 ...................................................................70 Lampiran 5 Formulir Pengujian Kualitas SF6 ...................................................................71 Lampiran 6 Daftar Perubahan Pada SK DIR 114 Tentang Pemeliharaan GIS .................72

vi


PRAKATA PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberi kontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaan aset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjuk kerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikan manfaat yang maksimum selama masa manfaatnya. PLN melaksanakan pengelolaan aset secara menyeluruh, mencakup keseluruhan fase dalam daur hidup aset (asset life cycle) yang meliputi fase Perencanaan, Pembangunan, Pengoperasian, Pemeliharaan, dan Peremajaan atau penghapusan. Keseluruhan fase tersebut memerlukan pengelolaan yang baik karena semuanya berkontribusi pada keberhasilan dalam pencapaian tujuan perusahaan. Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktor pendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkan beberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah buku Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik. Pedoman pemeliharaan yang dimuat dalam buku ini merupakan bagian dari kumpulan Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran yang secara keseluruhan terdiri atas 25 buku. Pedoman ini merupakan penyempurnaan dari pedoman terdahulu yang telah ditetapkan dengan keputusan direksi nomor 113.K/DIR/2010 dan 114.K/DIR/2010. Perubahan atau penyempurnaan pedoman senantiasa diperlukan mengingat perubahan pengetahuan dan teknologi, perubahan lingkungan serta perubahan kebutuhan perusahaan maupun stakeholder. Di masa yang akan datang, pedoman ini juga harus disempurnakan kembali sesuai dengan tuntutan pada masanya. Penerapan pedoman pemeliharaan ini merupakan hal yang wajib bagi seluruh pihak yang terlibat dalam kegiatan pemeliharaan peralatan penyaluran di PLN, baik perencana, pelaksana maupun evaluator. Pedoman pemeliharaan ini juga wajib dipatuhi oleh para pihak diluar PLN yang bekerjasama dengan PLN untuk melaksanakan kegiatan pemeliharaan di PLN. Demikian, semoga kehadiran buku ini memberikan manfaat bagi perusahaan dan stakeholder serta masyarakat Indonesia.

Jakarta, Oktober 2014 DIREKTUR UTAMA

NUR PAMUDJI

vii


GAS INSULATED SUBSTATION 1

PENDAHULUAN

Gas Insulated Substation (GIS) didefinisikan sebagai rangkaian beberapa peralatan yang terpasang di dalam sebuah metal enclosure dan diisolasi oleh gas bertekanan(8).Pada umumnya gas bertekanan yang digunakan adalah Sulfur Hexafluoride (SF6). Enclosure adalah selubung pelindung yang berfungsi untuk menjaga bagian bertegangan terhadap lingkungan luar.

1.1

Karakteristik Gas SF6

Hingga saat ini sebanyak 80% gas SF6 yang diproduksi di seluruh dunia dipakai sebagai media isolasi dalam sistem kelistrikan (2),(3). Hal ini disebabkan oleh sifat-sifat gas SF6sebagai berikut (1),(3): –

Penghantar panas (thermal conductivity) yang bersifat dapat mendisipasikan panas yang timbul pada peralatan.

–

Isolasi yang sangat baik (excellent insulating).

–

Mampu memadamkan busur api (arc).

–

Viskositas rendah.

–

Stabildantidak mudah bereaksi.

Sifat dielektrik yang bagus pada SF6 karena luasnya penampang molekul SF6 dan sifat electron affinity (electronegativity) yang besar dari atom fluor (1). Dengan adanya sifat ini maka SF6 mampu menangkap elektron bebas (sebagai pembawa muatan), menyerap energinya, dan menurunkan temperatur busur api. Hal ini dinyatakan dengan persamaan berikut (3):

SF 6  e  SF 6

(1)

SF 6  e   SF 5  F (2) Energi yang diperlukan reaksi pertama adalah sebesar 0,05 eV untuk energi elektron sebesar 0,1 eV, sedangkan untuk reaksi kedua adalah sebesar 0,1 eV (3). Setelah proses pemadaman busur api, sebagian kecil dari SF6 akan tetap menjadi decomposition product sedangkan sebagian besar akan kembali menjadi SF6. Karakteristik SF6 dibandingkan udara dan campuran udara serta SF6 dalam memadamkan busur api diperlihatkan pada Gambar 1-1.

1


Gambar 1-1 Kemampuan SF6 dalam memadamkan busur api(1)

Kekuatan dielektrik SF6 adalah 2,3 kali udara. Pengujian terhadap tegangan tembus AC dengan frekuensi 50 Hz di bawah medan listrik homogen yang dibentuk oleh 2 elektroda dengan susunan seperti diperlihatkan pada Gambar 1-2(a) menunjukkan bahwa kekuatan dielektrik SF6 merupakan fungsi dari tekanan gas SF6 itu sendiri.

(b)

(a)

Gambar 1-2 Tegangan tembus AC gas SF6 dalam berbagai tekanan di bawah medan listrik homogen (a) susunan pengujian (b) sebagai fungsi dari jarak antar elektroda

(3)

Sedangkan dalam medan listrik tidak homogen, misalnya pada susunan jarum-pelat, maka terjadi perubahan karakteristik sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 1-3. .

2


Gambar 1-3 Karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen

(6)

Gambar 1-3Gambar 1-3 memperlihatkan karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen pada rentang tekanan 0-6 atm absolut. Grafik paling atas menggambarkan besar tegangan positif DC sampai SF6 breakdown, grafik tengah menggambarkan besar tegangan positif impulse sampai SF6 breakdown, sedangkan grafik paling bawah menggambarkan besar tegangan positif DC sampai terbentuk corona.Gas Sulfur Heksafluorida (SF6) murni adalah senyawa yang tidak berwarna, tidak berbau, tidak berasa, dan tidak beracun serta memiliki kerapatan 5 (lima) kali lipat dari udara (1),(3). Pada temperatur dan tekanan kamar senyawa ini berwujud gas. Meskipun dinyatakan tidak beracun, SF6 dapat menggantikan udara sehingga mengakibatkan kurangnya kadar oksigen yang dapat dihisap oleh mahkluk hidup. SF6memiliki Global Warming Potential (GWP) 23.900 kali dari GWP CO2 dan mampu bertahan di atmosfer bumi selama 3500 tahun (1)(15).Untuk itu diperlukan penanganan yang baik pada gas SF6 yang sudah tidak terpakai lagi. Namun demikian, SF6 tidak menyebabkan berkurangnya lapisan ozon karena tidak mengandung chlorine (4). Hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan gas SF6 sebagai media isolasi selain kualitasnya adalah tekanan kerja gas SF6. Hal ini disebabkan bahwa pada temperatur dan tekanan tertentu SF6 akan berubah wujud dari gas menjadi cair (lihat Gambar 1-4.4 (a). Pada tekanan 1 atmosfer SF6 mencair pada suhu -63,8°C (12). Jika hal ini terjadi maka tekanan gas yang tersisa menjadi lebih rendah daripada tekanan kerja yang diinginkan. Sedangkan untuk tiap tekanan kerjanya, terdapat titik kritis untuk dew point pada temperatur tertentu seperti diperlihatkan pada Gambar 1-4 (b) (7).

3


(a)

(b)

Gambar 1-4 Titik Kritis cair ke gas untuk SF6 dan batas dew point (1)

(a) Titik kritis dari cair ke gas untuk SF6 . Catatan: 100 psig = 6.894757 bar (b) Batas dew point untuk berbagai temperatur kerja pada tekanan SF6 5,5 bar

SF6 mempunyai sifat kimia: tidak mudah terbakar, stabil dan inert (tidak mudah bereaksi) dengan metal, plastik, dan material lain yang biasanya digunakan di dalam circuit breaker tegangan tinggi hingga suhu 150 ºC. Pada suhu tinggi (400 ºC hingga 600 ºC), pada saat terjadi spark, ikatan gas SF6 mulai pecah (3),(4). SF6 yang dipakai untuk media isolasi memiliki persyaratan yang dicantumkan dalam IEC 60376-2005 dengan tingkat kemurnian minimum 99,70%.

4


Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS

(3)

Metode Analisis Kandungan

Spesifikasi

(Hanya untuk Indikasi,

Ketelitian

bukan lebih mendalam) 1

Udara

2 g/kg )

Metode infrared absorption Metode chromatographic

Gas- 3-10 mg/kg 10 mg/kg

Metode Density CF4

2 400 mg/kg 2 )

H2O

25 mg/kg 3)

Mineral Oil

10 mg/kg

Total keasaman dalam HF

1 mg/kg 4)

35 mg/kg

Metode chromatographic

Gas- 9 mg/kg

Metode Gravimetric

0.5 mg/kg 5)

Metode Electrolytic

2-15 mg/kg

Metode Dew point

1 °C

Metode Photometric

< 2 mg/kg

Metode Gravimetric

0,5 mg/kg 5)

Titration

0,2 mg/kg

Catatan: 1) 2 g/kg sama dengan 1% dari volume di bawah kondisi ambient (100 kPa dan 20°C). 2) 2 400 mg/kg sama dengan 4 000 µl/l di bawah kondisi ambient (100 kPa dan 20°C). 3) 25 mg/kg (25 mg/kg) sama dengan 200 µl/l dan dew point pada -36 °C, diukur pada kondisi ambien (100 kPa dan 20 °C. 4) 1 mg/kg sama dengan 7,3 µl/l di bawah kondisi ambien. 5) Tergantung pada ukuran contoh.

Spesifikasi dari pabrikan SF6 adalah seperti tercantum pada Tabel 1-2. Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS

Parameter Kimiawi

(3)

Nilai

Besaran

≥ 99,90

%

Udara

≤ 500

ppmw*

CF4

≤ 500

ppmw

Sulfur hexafluorida

5


Parameter Kimiawi

Nilai

Besaran

Asam (HF)

≤ 0,3

ppmw

Uap air

≤ 15

ppmv**

Minyak mineral

≤ 10

ppmw

Fluorida penyebab hydrolisis (HF)

≤1

ppmw

(* ppmw: part per million weight) (** ppmv: part per million volume)

1.2

Komponen dan Fungsi

Berdasarkan hasil kajian PLN dan mengacu pada hasil kajian Knowledge Sharing and Research (KSANDR) Belanda, GIS dibagi menjadi 5 subsistem berdasarkan fungsinya, sebagai berikut:

1.2.1

Subsistem Primary

1.2.1.1 Subsubsistem Switching Device 1.2.1.1.1 PMT PMT adalah sebuah peralatan switching mekanik yang memiliki kemampuan untuk menyambung, menyalurkan dan memutus arus pada kondisi normal dan abnormal sesuai dengan spesifikasi waktu dan kemampuan arus (IEEE C37.100-1992).Dalam pengoperasiannya PMT digerakkan oleh suatu system penggerak yang dapat berupa pneumatik, pegas, hidrolik atau kombinasi. Ada 2 jenis PMT, yaitu single pressure puffer dan double pressure puffer. Arcing contact pada PMT terbuat dari material Copper Tungsten (Cu-W).

6


Gambar 1-5 Kompartemen Pemutus Tenaga (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah PMS/PMS tanah adalah peralatan switching mekanis yang digunakan untuk mengubahkoneksi pada sebuah rangkaian tenaga atau untuk mengisolasi rangkaian/peralatan dari sumber daya dan/atau sumber daya ke tanah (IEEE C37.1001992).

Gambar 1-6 Kompartemen pemisah (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

7


Subsistem primary berfungsi untukmenyalurkan energi listrik dengan nilai losses yang masih diijinkan yang terdiri dari beberapa komponen:

1.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying 1.2.1.2.1 Busbar Busbar adalah sebuah atau sekelompok konduktor yang berfungsi sebagai koneksi yang digunakan bersama oleh dua atau lebih rangkaian (IEEE C37.100-1992). Seperti ditunjukkan pada Gambar 1-7, konduktor (a) menggunakan bahan aluminium (Al) atau tembaga (Cu) dan daerah kontak yang tidak bergerak (b) menggunakan silver (Ag) plate. Ukuran tube konduktor bergantung pada kekuatan mekanik sesuai dengan gaya arus hubung singkatnya. Dengan demikian ukurannya secara umum cukup untuk mengalirkan arus normal tanpa kelebihan kenaikan temperatur. Tabung konduktor ditunjang oleh isolator yang terbuat dari cast resin epoxy (c). Bentuk dari isolator tersebut sedemikian rupa sehingga distribusi medan listriknya uniform. Untuk mengantisipasi pengembangan axial akibat suhu tinggi disediakan sambungan ekspansi.

Gambar 1-7 Kompartemen Busbar (model busbar 1 enclosure – 1 phase) 1: contact pin; 2: DS contact; 3: ES contact; 4: solid/barrier insulator; 5: Transfer assembly element.

1.2.1.2.2 Bellows Bellows adalah komponen yang berfungsi untuk menghindari pergerakan setelah dilakukan alignment enclosure, mengijinkan adanya pergerakan yang diakibatkan oleh ekspansi dan kontraksi, vibrasi dan seismic. (IEEE C37.100-1992). Seperti yang ditunjukkan Gambar 1-8, Bellows ini menggunakan material Alumunium (Al) dan ukuran tubing bergantung pada ukuran kompartemen atau enclosure. (b 8

(a

(c


Gambar 1-8 Komponen Bellows

1.2.1.3 Subsubsistem Proteksi 1.2.1.3.1 Current Transformer (CT) CT adalah trafo pengukuran yang sisi primernya dihubungkan seri dengan konduktor pembawa arus yang akan diukur, dimana arus sekundernya proporsional terhadap arus sisi primernya (IEEE C57.13-1993) dan IEC 60044-2-2003.

Gambar 1-9 Kompartemen Trafo Arus (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT) VT adalah trafo pengukuran yang sisi primernya dihubungkan parallel dengan konduktor yang akan diukur tegangannya, dimana tegangan sekundernya proporsional terhadap tegangan sisi primernya (IEC 60044-2-2003)dan IEEE C57.13-1993.

9


Gambar 1-10 Kompartemen Trafo tegangan (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT) CVT adalah trafo tegangan yang menggunakan kapasitor pembagi tegangan supaya sisi tegangan sekunder unit elektromagnetik proporsional dan sefasa dengan tegangan primer pada kapasitor pembagi tegangan (IEEE C57.93.1-1999).

1.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA) LA adalah peralatan yang berfungsi mengamankan peralatan GIS dari tegangan lebih akibat surja petir atau surja hubung.

Gambar 1-11 Kompartemen LA (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

10


1.2.1.4 SubsubSistem Terminasi Terminasi adalah bagian yang terpasang sebagai interface elektrik dan mekanik antar 2 sistem isolasi (IEEE 1300-1996). Terminasi pada GIS terdiri dari terminasi sealing end (konduktor GIS-kabel), terminasi outdoor bushing (kabel-overhead line), terminasi outdoor bushing (konduktor GIS-overhead line) dan terminasi trafo (konduktor GIS-bushing trafo).

Gambar 1-12 Terminasi pada Sealing End Cable(model busbar 1 enclosure – 1 phase)

Gambar 1-13 Terminasi/outdoor bushing (model busbar 1 enclosure – 1 phase) (a) Terminasi/outdoor bushing dari kompartemen-overhead line (b) Terminasi/outdoor bushing dari sealing end-overhead line

11


Gambar 1-14 Terminasi trafo (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint 1.2.1.5.1 Tulip Finger Tulip Finger adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai penghubung antar peralatan yang bersifat bergerak (moving contact) maupun tidak bergerak (fix contact).

1.2.1.5.2 Seal/O-Ring Seal (O-Ring) adalah komponen yang didesain untuk mencegah kebocoran gas/liquid antar sistem (IEEE C37.122.1-1993).

1.2.1.5.3 Epoxy Resin Spacer adalah isolator padat (pada umumnya berbahan epoxy) yang digunakan untuk menyangga konduktor di dalam enclosure (IEEE C37.122.1-1993).

1.2.1.5.4 Bolts Bolt adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai pengikat antar kompartemen atau peralatan.

12


1.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser 1.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6 Nipple/valve adalah suatu komponen yang merupakan satu bagian dari kompartemen / enclosure yang berfungsi untuk dilakukan evakuasi, vacuuming dan pengisian gas SF6 dalam proses pemeliharaan atau overhaul. Juga berfungsi sebagai titik uji dalam pengujian kualitas gas SF6.

1.2.2

Subsistem Secondary

Subsistem secondary berfungsi untuk men-trigger subsistem driving untuk mengaktifkan subsistem mechanical pada waktu yang tepat.Subsistem secondary terdiri dari beberapa komponen:

1.2.2.1 Relay Relay adalah peralatan elektrik yang didesain untuk merespon kondisi input sesuai setting atau kondisi yang telah ditentukan (IEEE C37.100-1992).

Gambar 1-15 Relay Arus Lebih

1.2.2.2 Control Wiring Control wiring adalahwiring (pengawatan) pada switchgear sebagai rangkaian kontrol dan koneksi ke trafo pengukuran, meter, relay dan lain-lain (IEEE C37.100-1992).

13


Gambar 1-16 Wiring system mekanik penggerak CB

1.2.2.3 Alarm Alarm adalah perubahan kondisi peralatan yang telah didefinisikan, indikasinya bisa dinyatakan dalam bentuk suara, visual atau keduanya(IEEE C37.100-1992).

1.2.2.4 Measuring Device Measuring device adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur suatu besaran.

Gambar 1-17 Manometer tekanan minyak UGC GIS

1.2.2.5 Auxiliary Switch Auxiliary switchadalah switch yang dioperasikan secara mekanik oleh peralatan utama.

14


1.2.2.6 Control Components Control components adalah komponen-komponen yang berfungsi untuk menginisiasi operasi berikutnya pada urutan control.

1.2.2.7 Density Monitor Density Monitor adalah peralatan pengaman yang digunakan untuk memonitor kerapatan gas dalam suatu kompartemen (satu system gas).Peralatan ini terpasang secara permanen maupun portable.

1.2.2.8 Density Switch Density Switch adalahswitch yang dioperasikan secara mekanik apabila terjadi penurunan tekanan gas. Ada 2 tahap penurunan tekanan gas, yaitu tahap 1 akan menggerakkan kontak alarm dan tahap 2 menggerakkan kontak trip.

Gambar 1-18 Density Monitor dan Density Switch SF6

1.2.3

Subsistem Dielectric

Subsistem dielectric berfungsi untuk memadamkan busur api dan mengisolasi active part. Subsistem dielectric meliputi:

1.2.3.1 SF6 SF6adalah gas sulfur hexafluoride yang digunakan sebagai media isolasi dan pemadam busur api pada peralatan listrik (IEC 60376-2005).

1.2.3.2 Absorbent Absorbent adalah material yang berfungsi menyerap uap air dan decomposition product SF6

15


Gambar 1-19 Absorbent kompartemen GIS

1.2.3.3 Kompartemen (Gas Section) Kompartemen (Gas Section) adalah ruang yang didalamnya terdapat komponen seperti PMT, PMS, Busbar pada GIS yang bertujuan untuk memisahkan sistem gas. Pemisahan system gas dimaksudkan untuk menjagakondisi gas masing-masing kompartemen sesuai dengan spesifikasinya, sehingga memungkinkan untuk memonitor kondisi gas dalam masing-masing kompartemen.

Gambar 1-20 Kompartemen (Gas Section) pada GIS

1.2.4

Subsistem Driving mechanism

Subsistem driving mechanism adalahmekanik penggerak yang menyimpan energi untuk menggerakkan kontak utama (PMT, PMS) pada waktu yang diperlukan. Jenis-jenis driving mechanism terdiri dari (IEEE C37.100-1992):

1.2.4.1 Pneumatic Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga udara bertekanan.

16


Gambar 1-21 Kompressor Sistem Pneumatic pada GIS

Gambar 1-22 Sistem Pneumatic pada GIS

Komponen-komponen pada sistem penggerak pneumatic:

1.2.4.1.1 Motor Kompressor Motor kompresor merupakan bagian utama dari sistem pengisian, umumnya motor kompresor adalah jenis motor 3 phasa, fungsinya untuk mengoperasikan pompa kompresi udara (penggerak mula).

1.2.4.1.2 Pompa Kompresi Udara Berfungsi sebagai alat untuk memampatkan udara, biasanya mengisap udara dari atmosfir.

17


1.2.4.1.3 Kopling Merupakan penghubung antara motor kompresor dengan pompa kompresi. Ada beberapa jenis tipe kopling antara motor kompresor dan pompa kompresi, antara lain: –

Kopling menggunakan As, apabila kecepatan motor kompresor dan pompa kompresi sama.

–

Kopling menggunakan Transmision gear, kompresor dan pompa kompresi tidak sama.

–

Kopling menggunakan sabuk (belt), pada kompresi kecil.

apabila

kecepatan

motor

1.2.4.1.4 Tanki udara Tangki udara dipakai untuk menyimpan udara betekanan agar apabila ada kebutuhan udara tekan yang berubah-ubah jumlahnya dapat dilayani dengan lancar. Dalam hal kompresor torak, dimana udara dikeluarkan secara berfluktuasi, tangki udara akan memperhalus aliran udara. Selain itu, udara yang disimpan dalam tangki udara akan mengalami pendinginan pelan-pelan dan uap air yang mengembun dapat terkumpul didasar tangkiuntuk sewaktu-waktu dibuang. Dengan demikian udara yang disalurkan kepemakai selain sudah dingin, juga tidak terlalu lembab.

1.2.4.1.5 Katup Satu Arah (Non Return Valve) Berfungsi untuk mencegah tekanan udara dari tangki kembali ke ruang kompresor apabila tekanan tangki lebih tinggi dari udara keluar kompresor atau pada saat kompresor berhenti.

1.2.4.1.6 Katup Pengaman (Safety Valve) Katup pengaman harus dipasang pada pipa keluar dari setiap tingkat kompresor.Katup ini harus membuka dan membuang udara keluar jika tekanan melebihi 1,2 kali tekanan normal maksimum dari kompresor.Pengeluaran udara harus berhenti secara tepat jika tekanan sudah hampir mencapai tekanan normal maksimum.

1.2.4.1.7 Pressure Switch Berfungsi sebagai switch start dan stop motor kompresor apabila dioperasikan secara otomatis. Kerja pressure switch ditentukan oleh setelan nilai tekanan yang melewatinya.

1.2.4.1.8 Pressure Gauge Berfungsi untuk mengukur tekanan tangki udara serta sistem pengisian udara.

18


1.2.4.1.9 Oil Level Oil level berfungsi untuk mengetahui level minyak pelumas pada pompa kompresi.

1.2.4.1.10

Pengering Udara (air dryer) atau Penjebak Air (water trap)

Berfungsi untuk mengeringkan udara/menjebak air pada udara yang dihasilkan compressor sebelum dialirkan ke tangki udara.

1.2.4.2 Hydraulic Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan.

Gambar 1-23 Penggerak Hydraulic

Komponen-komponen yang terdapat pada sistem penggerak hydraulic:

1.2.4.2.1 Oil level indicator Indikator level minyak hidrolik.

19


1.2.4.2.2 Pompa Minyak (Oil Pump) Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkan tekanan yg diinginkan.

1.2.4.2.3 Akumulator/Aktuator Tabung kompresi minyak yang dilakukan dengan pemberian gas N2 bertekanan, dimana antara gas N2 dan minyak hidrolik disekat dengan sebuah diafragma/ piston.

1.2.4.2.4 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.2.5 Valve Pengisian Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.2.6 Katup Cegah (Non Return Valve) Katup yang berfungsi untuk mencegah aliran minyak balik dari tangki ke aktuator apabila tekanan tangki lebih tinggi dari aktuator.

1.2.4.2.7 Otomatic Valve Venting Untuk membuang udara terjebak dalam minyak hidrolik.

1.2.4.2.8 Opening Pilot Valve Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.2.9 Oil Chamber Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.2.10

Pressure Gauge

Indikator tekanan minyak hidrolik.

1.2.4.3 Hidrolik Spring Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan untuk mengisi (charging) pegas (spring). 20


1.2.4.3.1 Oil Level Indicator Indikator level minyak hidrolik.

1.2.4.3.2 Pompa Minyak (Oil Pump) Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkan tekanan yg diinginkan.

1.2.4.3.3 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.3.4 Valve Pengisian Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.3.5 Opening Pilot Valve Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.3.6 Oil Chamber Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.3.7 Spring Merupakan penggerak yang menggunakan energi yang disimpan oleh pegas.

Gambar 1-24 Penggerak Spring/pegas

21


Komponen-komponen pada sistem penggerak spring:

1.2.4.3.8 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator) Indikator yang menunjukkan kondisi pegas (fully charge/not fully charge). Berfungsi untuk melihat kesiapan PMT pada operasi berikutnya.

1.2.4.3.9 OFF Trigger (push button off) Saklar untuk mematikan kerja charging motor.

1.2.4.3.10

ON Trigger (push button on)

Saklar untuk menghidupkan kerja charging motor.

1.2.4.3.11

Charging Mechanism

Mekanisme pengisian pegas yang terdiri atas rantai pengatur posisi pegas yang diatur oleh sebuah roda yang digerakkan oleh charging motor.

1.2.4.3.12

Charging Motor

Motor yang digunakan untuk menggerakkan mekanisme charging pegas.

1.2.5

Subsistem Mechanical

Subsistem mechanical adalah peralatan penggerak yang menghubungkan subsistem driving mechanism dengan kontak utama peralatan PMT dan PMSuntuk mentransfer driving energy menjadi gerakan pada waktu yang diperlukan.

Gambar 1-25 Kondisi rod/tuas penggerak mekanik PMS

22


1.2.6

Failure Mode Effect Analysis (FMEA)

Failure Mode and Effect Analyis (FMEA) adalah analisa alur kegagalan suatu peralatan yang menyebabkan peralatan tersebut tidak berfungsi dan efek yang ditimbulkan akibat kegagalan tersebut.FMEA berguna untuk menentukan indikasi dan parameter yang dibutuhkan untuk memonitor kondisi peralatan. FMEA GIS PT. PLN (Persero) terdiri dari 5 subsistem. Berdasarkan fungsi masing-masing subsistem GIS, diketahui batasan kondisi kegagalan fungsi dan penyebab utama kegagalan fungsi tersebut, yaitu: 1.

2.

3.

Subsistem primary, mengalami kegagalan fungsi: –

tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik pada waktunya

–

tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal

–

terjadi overheating, bad contact, dan discharge

–

Installasi yang kurang baik

–

Operasi close/open yang tidak serempak akibat kerusakan valve pompa, seal/o-ring sistem hidrolik atau power blok pneumatik yang fatigue, pegas tidak terisi penuh maupun kebocoran pada internal akumulator.

–

Posisi kontak tidak simetri yang disebabkan oleh gangguan fungsi kerja/ degradasi subsystem mekanik.

–

Subsistem primary tidak mampu menyalurkan arus listrik disebabkan oleh internal baut yang kendor akibat instalasi yang kurang baik maupun material yang kurang baik

Subsistem secondary, dikatakan mengalami kegagalan fungsi apabila: –

Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat

–

Mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic namun pada waktu yang tidak tepat (diluar setting)

–

Pressure switch, density monitor, rele bantu tidak berfungsi akibat kontak tidak berfungsi, seal box fatigue/menua, pegas bimetal lemah, kebocoran manometer tipe basah (menggunakan minyak).

–

Kerusakan wiring kontrol mekanik akibat korosi

Subsistem dielektrik, mengalami kegagalan fungsi apabila: –

Tidak mampu mengisolasi peralatan

23


4.

–

Tidak mampu memadamkan busur api

–

instalasi yang kurang baik dan ageing yang menyebabkan seal/o-ring menua, lapuk (fatigue)

–

katup yang rusak/degradasi akibat perlakuan yang tidak sesuai SOP atau ageing,

–

ageing yang menyebabkan adanya retakan pada sambungan upper/lower serta pada bushing base dan retakan pada disk rupture kompartemen,

–

degradasi isolasi sealing end akibat instalasi yang kurang baik dan ageing,

–

pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasi yang kurang baik maupun loss main contact. Sumber partial discharge dapat berupa runcingan(protrusion), celah (void), permukaan tidak rata/halus, free partikel, maupun floating part.

–

proses pelilitan pvc tape yang kurang bagus yang menyebabkan pvc tape sebagai isolasi sealing end rusak

–

Adanya kebocoran akibat penuaan o-ring/seal maupun valve yang rusak / degradasi

–

Pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasi yang kurang baik.

–

Peralatan kerja yang kurang sesuai dan cara penanganan gas yang kurang baik pada saat melakukan penanganan gas/gas handling

–

Kandungan decomposed product yang tinggi akibat tingginya jumlah kerja main contact atau kondisi kontak yang kurang baik maupun instalasi yang kurang baik.

Subsistem driving mechanism, mengalami kegagalan fungsi apabila: –

Tidak dapat menyimpan energi untuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat

–

Kebocoran minyak hidrolik akibat pipa hidrolik menuadan korosi, seal akumulator hidrolik menua, seal pilot block hidrolik menua, seal pompa hidrolik menua, partikel asing akibat instalasi maupun refilling minyak yang kurang baik

–

Kerusakan venting valve sistem hidrolik

–

kebocoran sistem pneumatik akibat kerusakan membran mekanik pneumatik, kerusakan compression chamber, dan kerusakan power blok pneumatik

24


5.

2

–

kebocoran sistem pneumatik-hidrolik akibat kerusakan compression chamber valve

–

gangguan subsistem secondary

–

gangguan sumber AC

Subsistem mekanik, mengalami kegagalan fungsi apabila: –

Tidak dapat mentransfer energi penggerak pada waktu yang tepat

–

Material rod yang kurang baik, instalasi yang kurang baik, desain yang tidak sesuai yang menyebabkan sambungan rod penggerak longgar

–

Pen pengunci sambungan patah akibat material rod yang kurang baik, dan instalasi yang kurang baik

–

Kanvas mekanik PMS aus/slip

–

Perubahan momen beban kerja mekanik PMS akibat posisi kontak tidak simetri atau penurunan kondisi peralatan (aus)

–

Penuaan gear tooth yang menyebabkan waktu kerja sistem mekanik lama.

PEDOMAN PEMELIHARAAN

Pedoman pemeliharaan merupakan panduan dalam melakukan pemeriksaan, pemeliharaan peralatan dalam keadaaan bertegangan (online) dan tidak bertegangan (offline) yang dilakukan pada periode harian, mingguan, bulanan, tahunan, 2 tahunan, 5 tahunan dan kondisional yang meliputi in-service inspection, in-service measurement, online measurement, shutdown measurement dan shutdown function test.

2.1

Inspeksi Level 1 (In Service Inspection)

In service inspection merupakan pemeriksaan peralatan dalam keadaaan bertegangan dengan menggunakan panca indera dan dilakukan secara periodik dan kondisional. Misalnya untuk pengukuran tekanan gas dilakukan secara bulanan, namun jika ditemukan trend meningkat maka periode dipersingkat menjadi mingguan atau harian. Lihat Lampiran 1.

2.2

Inspeksi Level 2 (In Service Measurement)

In service measurement adalah pemeliharaan dalam bentuk pengukuran peralatan yang dilakukan dalam keadaan bertegangan dengan menggunakan alat bantu dan alat uji, antara lain: pengujian kualitas gas SF6.

25


2.2.1

Pengukuran Tahanan Pentanahan

Pentanahan peralatan bertujuan untuk meratakan potensial pada semua bagian-bagian peralatan yang pada kondisi normal tidak dialiri arus, sehingga tidak terjadi perbedaan potensial yang besar. Pentanahan peralatan berfungsi untuk melindungi peralatan terhadap gangguan petir dan hubung singkat juga tidak membahayakan manusia bila menyentuh peralatan tersebut. Caranya yaitu dengan menghubungkan bagian peralatan tersebut ke tanah dengan menggunakan logam seperti baja, besi, dan tembaga. Dengan demikian pelat tersebut harus ditanam hingga mendapatkan tahanan terhadap tanah sekitar yang sekecil-kecilnya. Nilai tahanan pentanahan di Gardu Induk bervariasi, tergantung dari besarnya nilai tahanan tanah yang ditentukan oleh kondisi tanah, misalnya tanah kering, cadas, kapur, dan sebagainya. Semakin kecil nilai pentanahannya maka semakin baik. Menurut IEEE std 80-2000 tentang Guide for Safety in AC Substation Grounding besarnya nilai tahanan pentanahan untuk switchgear adalah ≤ 1 ohm. Untuk mengukur tahanan pentanahan digunakan alat ukur tahanan pentanahan (earth resistance tester) seperti diperlihatkan pada Gambar 2-1. Pengukuran tahanan pentanahan ini bertujuan untuk menentukan tahanan antara besi atau plat tembaga sebagai elektro yang ditanam dalam tanah terhadap peralatan atau kompartemen GIS/GIL.

Gambar 2-1 Pengukuran Tahanan Pentanahan

2.2.2

Pengujian Kualitas Gas SF6

Sampai dengan saat ini, kualitas gas SF6 yang dapat terukur oleh alat pengukuran dan pengujian yang tersedia antara lain untuk purity, dew point (moisture content), dan decomposition product. Pengujian Kualitas gas SF6dilakukan secara kondisional yaitu jika ditemukan kondisi sebagai berikut: –

Adanya kebocoran SF6

–

Kegiatan gas handling

–

Adanya ketidakserempakan kerja kontak PMT 26


–

Adanya anomali kerja mekanik PMS/PMS tanah

Jika salah satu dari kondisi di atas telah terjadi, maka pengujian kualitas gas SF6 dilakukan secara 3 bulanan, dan jika ditemukan trend meningkat maka periode pengujian dipersingkat. Namun demikian, pengujian kualitas gas SF6 juga harus dilakukan secara periodic, untuk mencegah adanya pemburukan karena munculnya partial discharge yang tidak termonitor. Pengujian secara periodic ini dilakukan setiap 2 tahun.Lihat Lampiran 1.

2.2.3

Purity

Purity (kemurnian) dinyatakan dengan prosentase jumlah gas SF6 murni dalam suatu kompartemen GIS. Semakin tinggi persentase ini maka semakin sedikit zat lain dalam isolasi gas SF6. Untuk metode pengujian purity seperti diperlihatkan pada Gambar 2-3.

2.2.4

Decomposition Product

Decomposition product (produk hasil dekomposisi) terjadi karena ketidaksempurnaan pembentukan kembali gas SF6. Hal ini dapat terjadi karena adanya pemanasan berlebih, percikan listrik, dan busur daya (IEEE Std C37.122.1-1993 IEEE Guide for Gas-Insulated Substations). Jika decomposition product ini terjadi dalam jumlah yang besar, maka kekuatan dielektrik dari isolasi gas SF6akan mengalami penurunan. Metode untuk pengujian decomposition product seperti diperlihatkan pada Gambar 2-2.

Gambar 2-2 Pengujian Decomposition Product SF6

2.2.5

Moisture Content Gas SF6

Pengujian moisture content dilakukan untuk mengetahui kandungan atau kadar uap air yang terdapat di compartment. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah titik jenuh dari 27


tekanan uap air dan tekanan gas yang terukur dari alat uji. Uap air di dalam kompartemen bisa mengalami kondensasi sehingga mengurangi kekuatan isolasi gas SF6. Standar moisture content mengacu pada standar pabrikan. Jika standar pabrikan tidak ditemukan, dapat menggunakan standar internasional.

2.2.6

–

Berdasarkan standar Alstom, (contoh GIS Kembangan) kandungan uap air maksimum yang diijinkan adalah 350 ppm (PMT untuk semua level tegangan), 840 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan < 170 kV) dan 610 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan > 245 kV).

–

Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap air maksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua level tegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

–

Berdasarkan standar internasional Cigre 234 adalah pH2O < 400 Pa (T = 20°C) *) Nilai tekanan parsial uap air tersebut senilai dengan nilai moisture content sebesar 400 Pa dikali dengan nilai tekanan absolute SF6 saat pengujian pada suhu 20°C.

Dew Point

Dew point (titik embun) menunjukkan titik dimana gas SF6 berubah menjadi cair. Hal ini terkait dengan tingkat kelembaban gas SF6, yaitu berapa banyak partikel air yang terkandung dalam isolasi gas SF6. Semakin tinggi nilai dew point maka dapat menurunkan nilai isolasi gas SF6 karena kontaminasi kelembaban air (CIGRE 15/23-1Diagnostic Methods for GIS Insulating System, 1992). Sedangkan untuk metode pengujian dew point seperti diperlihatkan pada Gambar 2-3.

Alat Uji Purity dan Dew Point

Gambar 2-3 Pengujian Purity dan Dew Point SF6

28


2.2.7

Pengukuran Suhu

Pengukuran suhu/temperature sekitar ini dilakukan dengan menggunakan peralatan thermometer yang bertujuan untuk memantau temperatur ruang sekitar (ambient) dimana hal ini akan berpengaruh terhadap tingkat pemburukan (deterioration) pada o-ring.

2.3

Inspeksi Level 3 (Online Measurement)

Online measurement adalah pemeliharaan yang bersifat diagnosa yang dilakukan berdasarkan hasil pengujian kualitas gas SF6 yaitu GCMS (Gas Chromatograph and Mass Spectrometry) dan pengukuran Partial Discharge.

2.3.1

Kelembaban Sekitar

Pengukuran kelembaban sekitar ini dilakukan dengan menggunakan peralatan hygrometer atau Digital Humidity Meter yang bertujuan untuk memantau tingkat kelembaban sekitar (ambient) dimana hal ini akan berpengaruh terhadap tingkat pemburukan (deterioration) pada o-ring.

2.3.2

Temperature Sekitar

Pengukuran suhu/temperature sekitar ini dilakukan dengan menggunakan peralatan thermometer yang bertujuan untuk memantau temperatur ruang sekitar (ambient) dimana hal ini akan berpengaruh terhadap tingkat pemburukan (deterioration) pada o-ring.

2.3.3

Kandungan Decomposition Product

Pengujian kandungan decomposition product dilakukan dengan menggunakan peralatan GCMS (Gas Chromatograph and Mass Spectrometry) untuk mengetahui unsur gas SF6 yang terdekomposisi tinggi (high contamination) > 2000 ppmV (Cigre 234, August 2003) akibat gangguan.

2.3.4

Pengukuran Partial Discharge

Partial discharge adalah peluahan sebagian secara elektrik pada media isolasi yang terdapat diantara dua elektroda berbeda tegangan, dimana peluahan tersebut tidak sampai menghubungkan kedua elektroda secara sempurna.Peristiwa seperti ini dapat terjadi pada bahan isolasi padat.Sedangkan pada bahan isolasi gas, partial discharge terjadi di sekitar elektroda yang runcing.Partial discharge di sekitar elektroda dalam gas biasanya disebut korona.Adanya aktifitas partial discharge di dalam kompartemen menandakan adanya defect dalam kompartemen. Sumber partial discharge tersebut dapat disebabkan oleh beberapa hal, antara lain: partikel bebas, partikel bebas yang menempel pada permukaan, tonjolan atau ketidakrataan permukaan (protrusion), elektroda yang mengambang (floating electrode) dan gelembung udara (void). Diharapkan dengan memonitor aktifitas partial discharge secara kontinyu dapat diketahui kerusakan isolasi secara dini sehingga tidak sampai merusak sistem atau peralatan

29


secara keseluruhan.Metode pengukuran partial discharge seperti diperlihatkan pada Gambar 2-4.

Gambar 2-4 Pengujian Partial Discharge

2.4

Shutdown Measurement

Shutdown measurement adalah pemeliharaan yang bersifat diagnosa yang dilakukan berdasarkan data hasil pengujian kualitas gas SF6 dan pengukuran Partial Discharge. Selain shutdown measurement, juga dilakukan minor dan major overhaul dengan mengikuti klasifikasi umur dan item-item overhaul dari pabrikan.

2.5

Shutdown Testing/Measurement

Shutdown testing/measurement merupakan pemeliharaan yang dilakukan dengan periode waktu tertentu dan termasuk pemeriksaan dalam keadaaan tidak bertegangan. Shutdown testing/measurement dilakukan untuk mengetahui unjuk kerja dari peralatan dalam keadaan tidak bertegangan, antara lain terdiri dari: pengujian tahanan kontak, pengujian keserempakan, pengukuran tahanan isolasi.

2.5.1

Pengukuran Tahanan Isolasi

Pengukuran tahanan isolasi dimaksudkan untuk mengetahui secara dini kondisi isolasi dan memperoleh nilai/besaran tahanan isolasi suatu peralatan. Pengukuran biasanya dilakukan menggunakan insulation tester (megger) dengan catu daya yang menggunakan baterai karena dapat membangkitkan tegangan tinggi yang lebih stabil. Nilai tahanan isolasi ini digunakan untuk kriteria tingkat kelembaban suatu peralatan dan mengetahui apakah ada bagian-bagian yang terhubung singkat. Sedangkan metode pengukuran tahanan isolasi yang digunakan untuk peralatan GIS terdiri atas tiga metode, yaitu Metode Atas-Pentanahan, Metode Bawah-Pentanahan, dan Metode Atas-Bawah seperti pada Gambar 2-5, Gambar 2-6 dan Gambar 2-7. 30


Gambar 2-5 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Pentanahan

Gambar 2-6 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Bawah-Pentanahan

Gambar 2-7 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Bawah

31


2.5.2

Pengukuran Keserempakan Kontak

Tujuan dilakukan pengujian keserempakan PMT adalah untuk mengetahui waktu kerja PMT secara individu serta keserempakan PMT pada saat menutup ataupun membuka sehingga dapat memastikan kesiapan PMT untuk memutuskan/memasukkan arus seperti diperlihatkan pada Gambar 2-8.Metode pengujian yang dilakukan adalah PMT Open to Close dan PMT Close to Open.

Gambar 2-8 Pengukuran Keserempakan Kontak

2.5.3

Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik

Adalah serangkaian kegiatan yang membentuk hubungan antara nilai yang ditunjukkan oleh instrumen pengukur atau sistem pengukuran, atau nilai yang diwakili oleh bahan ukur, dengan nilai – nilai yang sudah diketahui yang berkaitan dari besaran yang diukur dalam kondisi tertentu.

2.5.4

Pengecekan dan Pelumasan Gear

Tujuan dilakukan pengecekan dan pelumasan gear adalah untuk mengetahui kondisi gear pada peralatan dan untuk memastikan kerja gear agar berfungsi dngan baik pada saat dibutuhkan dengan metode pemeliharaan 2 tahunan.

32


2.5.5

Blocking Sistem Penggerak PMT

Adalah serangkaian kegiatan untuk pemeriksaan blocking sistem penggerak PMT yang dilakukan sehubungan dengan durasi kerja motor, turunnya tekanan aktuator, over pressure pada valve dan manometer serta over dan under pressure minyak hidrolik.

2.5.6

Auxiliary Contact

Pemeriksaan/penggantian auxiliary contact dilakukan untuk mengetahui kondisi dan memastikan kerja auxiliary contact agar berfungsi dengan baik pada saat dibutuhkan dengan metode pemeliharaan kondisional (penggantian auxiliary contact dilakukan bila ditemukan adanya kelainan atau anomali).

2.5.7

Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik

Adalah serangkaian kegiatan untuk pemeriksaan sistem interlock mekanik dan elektrik yang dilakukan sehubungan dengan koordinasi kerja PMT terhadap PMS, PMS terhadap ES atau sebaliknya. Pemeriksaan ini bertujuan untuk menghindari terjadinya kesalahan pengoperasian dan kerusakan peralatan. Sistem ini dapat tidak berfungsi dalam kondisi pemeliharaan.

2.6

Reklamasi Gas SF6

Reklamasi gas adalah upaya untuk mengembalikan kondisi gas SF6 agar memenuhi kualitas pemakaian ulang untuk GIS.

Gambar 2-9 Struktur dasar proses reklamasi gas.

Dalam penggunaan gas SF6 pada peralatan listrik, Gas SF6 terpakai dapat dikategorikan sebagai berikut (Gambar 2-9): 1.

Non arced gas Merupakan gas hasil penanganan operasi tanpa arcing. Misalnya hasil pengujian isolasi di pabrikan, pengujian isolasi selama komisioning, pemeliharaan rutin, perbaikan isolasi pada kompartemen setelah malfungsi tanpa adanya arcing, penguatan isolasi, dekomisioning isolasi dimana arcing tidak terjadi. 33


Kontaminan utama dalam non arced gas adalah udara dan moisture, yang dapat muncul pada proses penanganan maupun pelepasan dari permukaan. Sejumlah kecil decomposition products (biasanya dalam kisaran 100 ppmv) juga dapat muncul ketika terjadi partial discharge dan tidak terdapat absorbent dalam enclosure. 2.

Normally arced gas Merupakan gas hasil reaksi setelah normal switching. Misalnya setelah pemeliharaan dan perbaikan peralatan switching setelah operasi normal, pengujian interruption peralatan switching,dan dekomisioning switchgear.

3.

Heavily arced gas Merupakan gas hasil reaksi setelah terjadinya gangguan yang menyebabkan arcing. Misalnya dari peralatan CB setelah interruption, isolasi setelah terjadinya internal arcing, dan bermacam-macam gangguan yang menyebabkan arcing.

Setelah dilakukan proses reklamasi, selanjutnya harus dilakukan pengujian kualitas gas SF6 dimana hasilnya dapat dikategorikan sebagai berikut: 1.

“Suited for the complete range of reuse pressures” merupakan kategori gas yang dapat digunakan kembali pada peralatan tanpa batasan.

2.

“Suited for the low range of reuse pressures” merupakan kategori gas yang dapat digunakan kembali pada peralatan dengan tekanan diatas 200 kPa atau 2 Bar.

3.

“Not suited for reuse” merupakan kategori gas yang tidak dapat digunakan kembali dan memerlukan penanganan/pemeliharaan lebih lanjut.

34


Gambar 2-10 Prosedur reklamasi gas SF6.

35


Uraian Prosedur Reklamasi: 1.

Lakukan koordinasi antar petugas pelaksana pekerjaan sehingga tugas dan tanggung jawab masing-masing pelaksana dapat dipahami dan dimengerti dengan baik.

2.

Siapkan data hasil pengukuran terakhir, anomaly dan gangguan, serta peralatan dan material kerja.

3.

Reklamasi dilakukan untuk gas dengan hasil pengujian Dew Point >-5 C dan Decomposition Products > 2000 ppmv.

4.

Lakukan vakum storage tank B (tempat penyimpanan gas hasil reklamasi)

5.

Lakukan evakuasi gas yang akan direklamasi dari kompartemen ke storage tank A (tempat penyimpanan gas yang akan direklamasi)

6.

Rangkai instalasi reklamasi sesuai blok diagram.

Storage Tank A (Gas yang akan direklamasi)

Portable Pre Filter

Storage Tank B (Hasil Reklamasi Gas SF6)

Gas Handling Unit

Portable Pre Filter

Gambar 2-11 Blok Diagram Reklamasi Gas SF6

7.

Lakukan reklamasi dari storage tank A ke storage tank B.

8.

Lakukan vakum storage tank A.

9.

Lakukan pengujian kualitas gas SF6 yang telah direklamasi.

10. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhi syarat (maksimal 4 cycle). Apabila telah melewati cycle 4 kondisi gas belum memenuhi syarat, lakukan penggantian komponen filter. 11. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhi syarat (atau maksimal 4 cycle). Hentikan reklamasi bila hasil uji decomposition product tetap tinggi. 12. Ulangi langkah No.11, bila nilai hasil pengujian kualitas gas tidak mengalami perbaikan. 13. Lakukan pengujian kualitas gas setelah 24 jam, bila hasil uji kualitas gas SF6 buruk , lakukan langkah No. 8 & 9. 36


14. Catat tanggal dan hasil pengujian terakhir pada kartu gantung tabung (storage tank). 15. Periksa kembali kondisi dan fungsi peralatan instalasi yang telah diukur termasuk fasilitas pengukuran dan peralatan monitoring tekanan gas SF6. 16. Laporkan kepada petugas pemilik aset terkait bila pelaksanaan pekerjaan telah selesai. 17. Berita acara pelaksanaan pekerjaan telah selesai. Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi

Kontaminan

Sumber utama

Efek deteriorasi

Tingkat impuriti maksimum untuk reuse

Gas non-reaktif: Udara

Handling

CF4 Gas dan reaktif:

Switching

Penurunan switching

kinerja

Penurunan isolasi

kinerja

3% dari volume total

uap

SF4, WF6 SOF4, SO2F2

Arcing Partial discharge

Reaksi lanjutan SOF2, SO2, HF Uap air Desorpsi (pelepasan) dari permukaan dan polimer Minyak Pompa, lubrikan, bushing ke peralatan dengan isolasi minyak Debu karbon Arcing, partial discharge

Beracun

50 ppmv total atau 12 ppmv untuk SO2 + SOF2

Surface insulation oleh korosi Surface insulation oleh pH2O<150 Pa (Td<-15 °C) kondensasi cairan 200 ppmv untuk p<850 kPa Surface insulation oleh 10 mg/m³ atau setara karbonisasi dengan 0,3 ppmw dalam SF6 murni di tekanan 500 kPa Surface insulation oleh deposit bersifat penghantar, gas dan surface insulation itu sendiri

Catatan: 1 kPa=0,01 bar

37

Harus dihilangkan dengan filter debu yang memiliki ukuran saringan <1 μm


2.7

Shutdown Function Test

Shutdown function test adalah pemeliharaan yang dilakukan dalam bentuk pengujian fungsi peralatan dalam keadaan tidak bertegangan dengan menggunakan alat bantu, antara lain: AVO Meter, alat injeksi arus, alat injeksi tegangan. Lihat tabel 2-2. Tabel 2-2 Shutdown Function Test

KODE

SUBSISTEM

ITEM PEKERJAAN

14.1.3.3


14.1.3.3.1

Gas SF6 density detector

Pengujian detector

14.1.3.3.2

Signal trip/blok

Pengujian fungsi signal trip/blok

14.1.3.3.3

Annunciator

Pengujian annunciator

14.1.3.3.4

Electric interlock

Pengujian electric interlock

14.1.3.3.5

Trip circuit faulty

Pengujian trip circuit faulty

3

INTERPRETASI HASIL UJI

3.1

Pengukuran Kebocoran Gas SF6

fungsi

SF6

density

Kebocoran gas SF6akan menyebabkan penurunan tekanan pada kompartemen yang berdampak langsung pada penurunan kekuatan isolasi. Pada umumnya, setiap kompartemen telah dilengkapi alat pengukur tekanan gas yang difungsikan untuk mengukur tekanan gas dan memberikan sinyal alarm atau trip/blok sebagai fungsi proteksi. Besarnya tekanan gas setting alarm dan trip/blok disesuaikan dengan manual book masing-masing peralatan. Kebocoran gas SF6 pada umumnya terjadi pada sambungan antar selubung (enclosure) kompartemen GIS, sistem pengukuran tekanan gas SF6 atau melalui katup inlet/oulet sebagai dampak dari manurunnya kualitas seal atau mengendurnya baut mur dan baut penghubung kompartemen. Batas maksimum laju kebocoran gas SF6adalah 0.5 % per tahun per kompartemen pada suhu lingkungan yang sama (14)(25). Untuk menghitung besarnya laju kebocoran SF6, informasi yang perlu dicatat adalah tanggal pengisian, tekanan gas dan suhu lingkungan sebelum dan sesudah pengisian gas.

38


3.2

Pengujian Purity Gas SF6

Purity menunjukkan persentase kadar kemurnian gas SF6 pada setiap kompartemen. Dalam kompartemen GIS kadar kemurnian gas SF6 tidak mungkin mencapai 100%, hal ini disebabkan oleh adanya kontaminan yang dapat bersumber dari: –

–

–

Adanya udara tersisa pada pipa, valve atau kompartemen setelah evakuasi gas, dan dari kebocoran pada valve pada saat proses penanganan gas SF6 (proses pengisian dan pengosongan gas dalam kompartemen) yang tidak sempurna. Adanya kebocoran kompartemen dapat menyebabkan uap air berdifusi (beralih) kedalam kompartemen dari luar jika tekanan sebagian uap air diluar kompartemen lebih tinggi daripada dalam kompartemen. Jalur utama kebocoran adalah sifat penyerapan kompartemen, seal bagian yang bergerak secara mekanis, dan sistem seal. Difusi melalui bagian logam dan material polimer dapat diabaikan karena koefisien difusi uap air material ini sangat kecil. Berbagai macam gas dan uap seperti air dan pembersih mungkin terjebak di permukaan bagian dalam dari kompartemen atau oleh material dalam jumlah besar sebelum peralatan dirakit. Material polimer memungkinkan menjadi sumber utama moisture didalam system. Hasil pengambilan sample peralatan dengan absorbent menunjukkan bahwa tekanan partial uap air didalam gas dalam orde 100 Pa yang terkait dengan titik embun sekitar – 20 o C pada tekanan operasi. Absorbent yang tidak ditangani dengan baik dapat mengandung moisture dan gas by product SF6, yang mungkin dilepaskan pada saat evakuasi atau kenaikan temperature.

–

Penguraian gas SF6 karena electric discharge. Gas SF6 dapat terurai dan membentuk produk turunannya karena terjadi electric discharge. Untuk lebih jelasnya dibahas dalam sub bab 3.3.

–

Debu dan partikel yang dihasilkan oleh proses mekanis, partikel debu logam dapat dihasilkan oleh gesekan mekanis permukaan logam. Bila peralatan didesain dengan tepat, partikel ini biasanya terkumpul dalam tempat yang tidak berpengaruh pada kekuatan system isolasi. Jika partikel ini terjatuh kedalam area kuat medan listrik yang tinggi seperti sambungan isolasi, maka dapat menyebabkan tracking dipermukaan isolator dan flashover. Oleh karena itu, dalam penanganan gas harus diperhatikan untuk menghilangkan partikel debu dengan filter yang sesuai.

Kontaminan dapat menyebabkan deteriorisasi fungsi peralatan, yang dapat berdampak pada: –

–

–

Resiko kesehatan personel, sebagian besar gas reaktif hasil decomposition product bersifat beracun dibandingkan SO2, sehingga beresiko terhadap kesehatan personel bila berada dalam konsentrasi yang tinggi. Korosi, beberapa gas reaktif hasil decomposition product (SF4 dan HF) bersifat korosif, dan kemungkinan dapat berekasi dengan material dalam peralatan. Efek korosi dikontrol oleh tekanan partial absolute dari agen korosi. Unjuk kerja isolasi gas, unjuk kerja permukaan isolator, kemampuan switching (hanya untuk switchgear), transfer panas. Beberapa kontaminan 39


merupakan bahan yang secara kimia stabil seperti udara, CF4 dan moisture yang dapat mempengaruhi kemampuan isolasi gas dan kemampuan switching PMT, jika ada dalam konsentrasi yang tinggi. Dan kontaminan tersebut juga dapat mempengaruhi kemampuan transfer panas dari isolasi. Secara garis besar maka kontaminan dalam kompartemen dapat dibagi menjadi: – –

–

– –

Cairan yang bersifat konduktif yaitu air yang merupakan hasil kondensasi dari uap air (moisture) dalam bentuk tetesan air Decomposition product padat yang bersifat non konduktif, meliputi Copper Fluoride (CuF2), tungsten oksida (WO3), tungsten oksilorida (WO2F2) dan WOF4 dan alumunium fluoride (AlF3). Kontaminan padat yang bersifat konduktif, seperti karbon dan debu logam yang menjadi kritis ketika menumpuk di permukaan isolator yang terpapar medan listrik sebagai lapisan yang konduktif. Gas non reaktif, kandungan maksimum yang masih dapat ditoleransi untuk gas non reaktif adalah 3 % volume. Gas reaktif (korosif dan beracun).

Batas minimal purity untuk gas SF6 didalam kompartemen GIS yang sudah beroperasi adalah 97 % (16), sedangkan untuk gas SF6 baru adalah 99.7 %.

3.3

Pengujian Decomposition Product Gas SF6

Decomposition product gas SF6 merupakan hasil turunan gas SF6 akibat suhu tinggi yang disebabkan adanya electric discharge (corona, spark dan arching). Decomposition product dapat berupa gas dan padat.Dalam jumlah yang besar bersifat korosif dan beracun. Proses terbentuknya decomposition product dapat dijelaskan sebagai berikut, pada suhu 400 ºC hingga 600 ºC ikatan gas SF6 mulai pecah, kemudian pada temperatur 3000 ºC senyawa-senyawa yang bersifat dielektrik lain terbentuk, seperti diagram dibawah ini.

Gambar 3-1 Reaksi kimia terbentuknya decomposition products SF6

40


Senyawa-senyawa ini beracun, reaktif, dan bersifat korosif terhadap metal dan gelas jika berada di lingkungan yang lembab. Setelah temperatur busur api berkurang, yaitu di bawah 1000 ºC atau sekitar 0,1 hingga 1 μs setelah pemadaman busur api, sebagian besar senyawa-senyawa pecahan ini akan bergabung kembali. Sebagian kecil sisanya akan bereaksi dengan udara, uap air, uap metal, dan material padat lainnya. Sebagai hasilnya akan terbentuk material gas dan padat seperti CuF2, AlF3, WF6 atau CF4. Seluruh hasil reaksi akan bereaksi lagi dengan uap air dan menghasilkan senyawa korosif lainnya (4),(6) . Hal ini dapat digambarkan melalui salah satu reaksi hidrolisis sebagai berikut (3):

CuF 2  H 2O  CuO  2HF Senyawa korosif ini sangat merusak material seperti gelas, porselen, kertas isolasi, dan yang sejenisnya. Tingkat kerusakan bergantung pada tingkat konsentrasi senyawa korosif. Material seperti epoxy-resin, PTFE, polyethylene, polyvinyl chloride, dan polymethylene oxide hanya sedikit atau sama sekali tidak terpengaruh. Demikian pula halnya dengan metal seperti aluminium, baja, tembaga, dan kuningan (3). Secara lengkap decomposition products dari SF6 diperlihatkan pada table berikut. (1)

Tabel 3-1 Decomposition products SF6 . Gas

Senyawa

Sumber

Carbon tetrafluoride

CF4

By product, arc tip erosion, komponen berunsur karbon, minyak, pelumas

Hydrofluoric acid

HF

Terbentuk di SF6 jika ada busur api

Sulfur dioxide

SO2

Terbentuk jika SOF2 bereaksi dengan air

Sulfur monofluoride

S2F2

Dapat tidak terdeteksi karena sangat reaktif/ tak stabil

Sulfur difluoride

SF2

Mudah bereaksi lagi

Sulfur tetrafluoride

SF4

Sangat mudah bereaksi lagi Sangat

beracun,

keberadaannya

dalam

Disulfur decafluoride

S2F10

Thionyl Fluoride (¹)

SOF2

Jika ada busur api dan air

Sulfuryl Fluoride

SO2F2

Jika ada busur api dan air

Thionyl tetrafluoride

SOF4

Jika ada busur api dan oksigen

Tungsten hexafluoride

WF6

Erosi kontak

Silicon tetrafluoride

SiF4

Busur api, jika ada silicon

Carbon disulfide

CS2

Busur api, jika ada silicon

Carbon dioxide

CO2

Dari senyawa yang mengandung carbon

Carbon monoxide

CO

Dari senyawa yang mengandung carbon

diragukan

41

SF6


¹ Thionyl fluoride berbau telur busuk dan sering dikira/tertukar dengan hidrogen sulfida (H2S)

Keberadaan senyawa-senyawa ini diteliti dengan menggunakan gas chromatography/ mass spectrometri (GC/MS) suatu alat penganalisa kandungan gas secara kualitas dan kuantitas.Untuk mengurangi resiko timbulnya senyawa-senyawa yang korosif maka jumlah uap air harus terkontrol. Uap air dan decomposition products dapat dihilangkan dengan cara yang relatif mudah yaitu dengan menggunakan absorption agents, seperti aluminium oksida, saringan/filter berukuran molekul, atau kombinasi antara keduanya. Teknik yang sama, terutama filter, dapat diterapkan saat pengisian gas untuk menjaga agar dew point tetap rendah. Biasanya teknik ini dipakai pada CB. Dalam banyak kasus static filter juga memadai (3). Pada umumnya di GIS terdapat absorbent yang berfungsi untuk menyerap decomposition products yang merugikan seperti HF, SF4, SF2, S2F2, dan lain-lain yang dihasilkan oleh busur api pada peralatan kontak, adanya kebocoran pada kompartemen, ataupun ketidaksempurnaan pada proses handling gas SF6. Dari senyawa-senyawa yang timbul tersebut ada senyawa yang dari hasil penelitian menjadi indikasi terjadinya suatu proses, sebagai berikut: 1.

Senyawa SOF4 mengindikasikan bahwa aktivitas partial discharge (peluahan muatan sebagian) telah terjadi.

2.

Senyawa SOF2 menunjukkan bahwa telah terjadi spark sebagai pemicu terurainya SF6.

3.

Senyawa CF4 sering digunakan sebagai media diagnostik kehadiran decomposition products di gas SF6 .

4.

Senyawa tungsten hexafluoride (WF6) mengindikasikan telah terjadinya erosi pada kontak.

5.

Senyawa karbon (CO2, CO, COS, dan CF4) mengindikasikan telah terjadi busur api pada material yang mengandung karbon, seperti teflon, epoxies, minyak dan grease.

Batas maksimum konsentrasi gas-gas hasil dekomposisi SF6 adalah sebagai berikut: Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6

Decomposition Product

Batas Maksimum

Standard

Total (SF4 ,WF6)

100 ppmv

Cigre 234, 2003

TOTAL (SOF4+SO2F2+SOF2+SO2+HF)

2000 ppmv

Cigre 234, 2003

12 ppmv

IEC 60480

SO2+ SOF2

Apabila alat uji kualitas gas SF6 tidak bisa mendeteksi konsentrasi masing-masing gas hasil dekomposisi maka batas maksimum konsentrasi total decomposition product adalah 2000 ppmv.

42


3.4

Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6

3.4.1

Dew Point Gas SF6

Dew point (titik embun) gas SF6 adalah suhu di mana uap air dalam gas tersebut berkondensasi (berubah menjadi zat cair). Batas dew point untuk gas SF6 didalam peralatan adalah kurang dari -5 oC (pada suhu lingkungan 20 oC) (16).

3.4.2

Moisture Content Gas SF6

Pengujian moisture content dilakukan untuk mengetahui kandungan atau kadar uap air yang terdapat di compartment. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah titik jenuh dari tekanan uap air dan tekanan gas yang terukur dari alat uji. Uap air di dalam kompartemen bisa mengalami kondensasi sehingga mengurangi kekuatan isolasi gas SF6. Standar moisture content mengacu pada standar pabrikan. Jika standar pabrikan tidak ditemukan, dapat menggunakan standar internasional.

3.5

–

Berdasarkan standar Alstom, (contoh GIS Kembangan) kandungan uap air maksimum yang diijinkan adalah 350 ppm (PMT untuk semua level tegangan), 840 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan < 170 kV) dan 610 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan > 245 kV).

–

Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap air maksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua level tegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

–

Berdasarkan standar internasional Cigre 234 adalah pH2O < 400 Pa (T = 20°C) *) Nilai tekanan parsial uap air tersebut senilai dengan nilai moisture content sebesar 400 Pa dikali dengan nilai tekanan absolute SF6 saat pengujian pada suhu 20°C.

Pengukuran Partial Discharge

Metode diagnose Partial Discharge (PD) yang umum digunakan saat ini antara lain: –

Metode IEC 60270: mendeteksi timbulnya aliran listrik sesaat (pC, nC).

–

Ultra High Frequency/Very High Frequency (UHF/VHF): mendeteksi timbulnya gelombang elektromagnetik (µV, mV).

–

Acoustic Emission/AE: mendeteksi timbulnya gelombang akustik/suara (µV, mV).

Untuk interpretasi perlu diperhatikan bahwa besaran amplitudo pC/nC yang diperoleh dari metoda IEC 60270 tidak dapatdisetarakan dengan μV/mV. Dan yang harus diperhatikan adalah pertumbuhan dan intensitas PD serta jenis sumber PD (tiap sumber tingkat resikonya berlainan). Perlu diperhatikan bahwa untuk pengujian dengan metode acoustic emission/AE masih diperlukan data pembanding dengan metode pengujian yang lain atau statistikal data (trending). 43


3.6

Pengujian Tahanan Isolasi

Isolasi digunakan untuk memisahkan bagian yang bertegangan dengan bagian yang tidak bertegangan atau antar phasa. Untuk itu perlu dilakukan pengukuran tahanan isolasi. Batasan minimum besarnya nilai tahanan isolasi menurut standar VDE (Catalouge 228/4) pada suhu operasi dihitung berdasarkan “1 kilo Volt = 1 MΩ (Mega Ohm)“. Dengan catatan 1 kV adalah besarnya tegangan fasa terhadap tanah dan kebocoran arus yang diijinkan setiap 1 kV adalah 1 mA.

3.7

Pengujian Tahanan Pentanahan

Nilai pentahanan peralatan instalasi sebaiknya serendah mungkin.Berdasarkan ANSI/IEEE Std 80-2000 (Guide for Safety in AC substation-grounding), batasan maksimum hasil pengukuran tahanan pentahanan 1 Ohm.

3.8

Pengukuran Tahanan Kontak

Pada instalasi GIS terdapat sambungan-sambungan, baik itu pada kontak utama PMT, PMS atau sambungan busbar yang memiliki nilai tahanan tertentu yang disebut tahanan kontak. Adanya nilai tahanan ini akan menimbulkan panas dan pada kondisi tertentu, dapat merusak peralatan. Untuk mengantisipasi kerusakan, perlu dimonitor besarnya nilai tahanan kontak ini dengan batasan tahanan kontak mengacu pada standar pabrikan.

3.9

Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT

PMT berfungsi untuk memutuskan beban/tenaga. Proses pemutusan ini akan diikuti dengan munculnya busur api baik pada saat buka atau tutup PMT (open/close PMT). Efek dari munculnya busur api ini dapat dikurangi dengan mempercepat waktu kerja PMT. Standar waktu kerja buka dan tutup PMT mengacu pada standar pabrikan (sebagai contoh untuk PMT 70 kV Merk ASEA Type HLR waktu menutup 130 ms, sedangkan waktu membuka 35±3 ms untuk mekanik penggerak type BLG dan 25±3 ms untuk type BLG-B). Selain waktu kerja buka dan tutup yang tepat, hal lain yang perlu diperhatikan adalah keserempakan kerja ketiga phasa PMT. Standar perbedaan waktu kerja antar phasa untuk PMT 150 kV adalah <10 ms (Standar alat uji Breaker Analyzer). Adapun untuk akurasi perbedaan kerja antar fasa disarankan untuk melihat buku manual dari pabrikan sesuai dengan merk dan type GIS.

3.10

Pengujian Tahanan Coil PMT

Batas nilai tahanan untuk closing coil dan opening coil untuk PMT yang diijinkan antara +/- 10% dari nilai pengukuran pada saat test rutin atau nameplate.

44


4

REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN

4.1

Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection

Setiap bentuk anomali atas hasil on-line inspection peralatan akan diberikan rekomendasi sebagai berikut: Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection

SubSistem PRIMARY

SECONDARY

Parameter Yang Diinspeksi

Indikator Anomali

Rekomendasi Tindak Lanjut

Kondisi kontak berubah (apabila PMS warna/ dilengkapi hangus dengan sarana optik)

Ukur decomposition product SF6 kompartemen tersebut dan rencanakan pebaikan

Box/casing bagian luar CT

korosi/ kendor

Lakukan pengencangan

rantas/putus/ hilang

Lakukan penggantian

perbaikan/

Lampu redup / tidak Lakukan penggantian penerangan panel berfungsi/ mekanik PMT hilang Kabel kontrol

terkelupas

Lakukan penggantian

Terminasi wiring

korosi/ panas Lakukan perbaikan/ pengencangan/penggantia n

Kondisi panel PMT

pintu kendor/lepas mekanik

Kondisi panel PMT

dalam kotor/ lembab Lakukan pengeringan/ mekanik pembersihan

tidak dikunci

Heater

Lakukan perbaikan

pengencangan/

bisa Lakukan perbaikan

rusak / hilang Lakukan penggantian

Kondisi door tidak elastis/ Lakukan penggantian sealant (karet putus / hilang pintu) panel mekanik PMT Lubang kontrol

kabel tidak rapat

Lakukan perbaikan

glen kabel Lakukan penggantian tidak ada 45


Tabel 4-2 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

SubSistem SECONDARY


Indikator Anomali


Bau

bangkai/ gosong

Lakukan investigasi perbaikan

Grounding panel

korosi

Lakukan perbaikan

dan

rantas/ Lakukan penggantian kendor/ putus

DIELECTRIC

GAS

Kondisi klem kendor sarana pengujian (khusus PMS korosi tanah)

Lakukan pengencangan

Kondisi MK

Lakukan perbaikan

pondasi rusak

Lakukan perbaikan

Kondisi baut patah/hilang antara MK dan pondasi

Lakukan perbaikan

MCB sumber trip tegangan AC pada MK Termination cable head GIL

Lakukan investigasi

Kondisi manometer SF6

korosi

Lakukan perbaikan

rembes/ rusak

Lakukan penggantian

Lampu indikator tidak Lakukan penggantian tekanan gas SF6 terpasang/ putus / hilang menyala

Cek tekanan SF6 menggunakan manometer portabel

Alarm penurunan Bunyi tekanan gas SF6

Penambahan gas SF6

Kondisi pipa/selang SF6

korosi

Lakukan perbaikan

kembung

Perbaikan segera

gas

Kondisi nipple/ kotor valve korosi kompartemen rusak

46

Lakukan pembersihan Lakukan perbaikan Jadualkan pemadaman untuk penggantian


SubSistem


Rekomendasi

Indikator Anomali

Kondisi mur baut kotor sambungan antar korosi/hilang kompartemen / lepas

Tindak Lanjut Lakukan pembersihan Lakukan penggantian dan cek kebocoran


SubSistem

Parameter Yang Diinspeksi Kondisi Bellow

LIQUID

Rekomendasi

Indikator Anomali

Tindak Lanjut

kotor

Lakukan pembersihan

korosi

Lakukan perbaikan

panas

Lakukan pemeriksaan kondisi grounding

Kondisi gas Kotor rupture disk / over pressure Korosi membrane / sarana PD UHF/VHF

Lakukan pembersihan

Fasilitas Assessment Seal

Korosi

Lakukan perbaikan

Rusak

Jadualkan pemadaman untuk penggantian

Lakukan perbaikan

Kondisi nipple/ kotor valve SF6 pada korosi / rusak MK termination cable head

korosi

Kondisi pipa/ korosi selang gas SF6 pada MK kembung termination cable head

Lakukan perbaikan

Lakukan perbaikan penggantian

/

Perbaikan segera

Kondisi korosi Lakukan perbaikan manometer rembes / Lakukan penggantian minyak sealing rusak / hilang end/ sealing box Kran minyak rembes / Jadualkan pemadaman sealing end/ rusak / hilang untuk perbaikan atau sealing box penggantian Bushing

sealing kotor

47

Lakukan pembersihan


SubSistem

Parameter Yang Diinspeksi end outdoor

Indikator Anomali


rembes/ retak Jadualkan pemadaman untuk perbaikan atau penggantian

Link Box

kotor/ lembab Lakukan / korosi perbaikan

pembersihan/

Kondisi Korosi/ Termination kabel rembes/ head kendor

Lakukan perbaikan

Flanges bushing korosi kabel head rembes/ lepas

Lakukan perbaikan

Kondisi level minimum minyak bushing kabel (khusus type oil impregnated)

Lakukan pengukuran dissipasi faktor dan kapasitansi serta arus bocor bushing, kemudian lakukan penambahan minyak

Jadualkan pemadaman untuk perbaikan atau penggantian


SubSistem DRIVING MECHANISM

HIDROLIK

Parameter Yang Diinspeksi Level hidrolik

Indikator Anomali

minyak minimum

Rekomendasi Tindak Lanjut Lakukan minyak

penambahan

Manometer minyak hidrolik

retak/tidak terbaca

Lakukan penggantian

Minyak hidrolik

Rembes

Lakukan pengecekan kebocoran dan penambahan minyak

Pompa hidrolik

rembes/ bocor


release/ terbuka

Lakukan pengecekan dan penambahan minyak

Valve pengisian rembes/ minyak hidrolik bocor


Valve drain

Piping Hidrolik

kembung/boc Jadualkan pemadaman or/bengkok untuk penggantian 48


SubSistem

Parameter Yang Diinspeksi Akumulator Hidrolik

Indikator Anomali


rembes


korosi

Lakukan perbaikan

korosi

Lakukan perbaikan

bocor/ rembes


Nipple drain rembes akumulator hidrolik rusak

Jadualkan pemadaman untuk perbaikan

MCB hidrolik

Lakukan investigasi

Piping Akumulator Hidrolik

motor trip

Lakukan penggantian

Frekuensi kerja Sering (di Lakukan pompa hidrolik atas kebocoran normalnya)

investigasi

SPRING

Indikasi pengisian tidak sesuai pegas

Lakukan investigasi

HIDROLIK SPRING

Indikasi pengisian tidak sesuai pegas

Lakukan investigasi

Level hidrolik

Lakukan minyak

minyak minimum

penambahan

Manometer minyak hidrolik

retak / tidak Lakukan penggantian terbaca

Minyak hidrolik

Rembes



SubSistem

Parameter Yang Diinspeksi Pompa hidrolik

Indikator Anomali


rembes/ bocor


release/ terbuka

Lakukan pengecekan dan penambahan minyak

Valve pengisian rembes/ minyak hidrolik bocor


Valve drain

49


SubSistem

Parameter Yang Diinspeksi Piping Hidrolik

MCB hidrolik

Indikator Anomali Kembung/ bocor/ bengkok

motor trip

Rekomendasi Tindak Lanjut Jadualkan pemadaman untuk penggantian Lakukan investigasi

Frekuensi kerja Sering (di Lakukan pompa hidrolik atas kebocoran normalnya) PNEUMATIK Kondisi valve tertutup udara penggerak rusak Motor penggerak macet PMS tidak berfungsi

investigasi

Valve dibuka Jadualkan pemadaman untuk penggantian Jadualkan pemadaman untuk perbaikan Lakukan investigasi

Kondisi saat ada percikan Lakukan investigasi motor penggerak api / berderit / perbaikan bekerja bergetar kencang Frekuensi kerja Sering (di Lakukan motor kompressor atas kebocoran normalnya)

dan

investigasi


SubSistem MECHANIC

Parameter Yang Diinspeksi Indikasi close/open

Kondisi rod/

Indikator Anomali

Tindak Lanjut

tidak sesuai

Segera pemadaman perbaikan penggantian

rusak/tidak terbaca

Lakukan penggantian

korosi

Lakukan perbaikan

tuas penggerak kendor mekanik bengkok

50

Rekomendasi

jadualkan untuk atau

Lakukan pengencangan Jadualkan pemadaman untuk perbaikan atau penggantian


SubSistem


Indikator Anomali

Kondisi pen hilang / lepas pengunci rod/ / bengkok tuas penggerak mekanik kendor bengkok

Rekomendasi Tindak Lanjut Jadualkan pemadaman untuk perbaikan atau penggantian Lakukan pengencangan Jadualkan pemadaman untuk perbaikan atau penggantian

Kondisi box kotor/ lembab Lakukan pengeringan/ mekanik PMS pembersihan korosi

4.2

Lakukan perbaikan

Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan Pengujian Kualitas Gas SF6

Perhitungan laju kebocoran gas SF6 dilakukan rutin setiap tahun. Laju kebocoran gas SF6 dapat dikatakan normal jika penurunan tekanan gas dibawah 0.5 % pertahun untuk tiap kompartemen (IEC 62271). Apabila laju kebocoran melebihi batas maksimal, perlu dilakukan identifikasi titik kebocoran dengan menggunakan leakage detector. Pengujian kemurnian (purity) gas SF6 dilaksanakan rutin setiap tahun. Apabila kemurnian gas SF6 lebih kecil dari 97%, maka perlu dilakukan pengujian dew point dan decomposition product. Jika hasil pengujian dew point >-5 °C (sebanding dengan tekanan parsial uap air sebesar 400 Pa) atau hasil pengujian decomposition product >2000 ppmV maka pengukuran partial discharge perlu dilakukan untuk mengetahui adanya partial discharge di dalam kompartemen. Apabila partial discharge tidak ditemukan, maka perlu dilakukan penggantian gas SF6berikut absorbent (untuk kompartemen PMT dan PMS). Apabila terdapat partial discharge di dalam kompartemen, maka diperlukan pengujian partial discharge lanjutan dengan interval waktu tertentu untuk memonitor pertumbuhan (pola dan magnitude)partial discharge. Gambar 4-11 menunjukkan diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6.

51


Gambar 4-1 Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6

52


Hal-hal yang dapat dilakukan untuk meminimalkan kontaminasi gas SF6 pada saat penanganan SF6 adalah sebagai berikut: –

Mengganti absorbent.

–

Melakukan prosedur penanganan gas yang tepat.

–

Melakukan evakuasi udara dengan hati-hati dari kompartemen sebelum diisi dengan gas SF6 (direkomendasikan tekanan udara sisa < 100 Pa atau < 0.1 mBar).

Prosedur untuk penggantian absorbent adalah sebagai berikut: –

Angkat penutup lubang (hand hole) dari tabung absorbent (absorbent case).

–

Bongkar tabung absorbent dari penutup lubang (hand hole),lalukeluarkan absorbent yang ada di dalam tabung (absorbent bekas).

–

Bersihkan tabung absorbent dari sisa-sisa absorbent yang masih menempel.

–

Masukkan absorbent yang baru ke dalam tabung absorbent dengan menggunakan corong sampai rata dan pasang kembali tabung absorbent pada penutup lubang (hand hole cover).

–

Pasang kembali penutup lubang tangan (hand hole) pada tabung kompartemen.

Perlu diperhatikan bahwa absorbent pengganti tidak boleh dibiarkanpada ruangan terbuka (kontak langsung dengan udara) lebih dari 15 menit.

4.3

Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing

4.3.1

Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak

Pengukuran tahanan kontak pada GIS umumnya mengukur sekaligus beberapa kontak yang berada pada beberapa kompartemen. Apabila ditemukan hasil ukur tahanan kontak yang lebih tinggi dari nilai yang distandarkan oleh pabrikan, maka pemeriksaan lebih lanjut perlu dilakukan terhadap hasil uji kualitas gas SF6, terutama untuk purity dan decomposition product gas SF6 pada kompartemen-kompartemen yang terukur. Apabila ditemukan pemburukan kualitas gas SF6 pada salah satu atau lebih kompartemen terukur, maka perlu dilakukan pemeriksaan kondisi kontak pada kompartemen tersebut. Namun apabila hasil ukur kualitas gas SF6 pada kompartmen terukur masih dalam kondisi baik, maka perlu dilakukan pengukuran tahanan kontak pada periode berikutnya untuk melihat trend/kecenderungannya.

53


4.3.2

Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT

Pengujian kecepatan kerja PMT diukur dengan melihat waktu kerja buka, tutup dan tutupbuka PMT. Apabila kecepatan kerja buka atau tutup PMT terukur lebih besar dari yang distandarkan oleh pabrikan, maka perlu diperiksa keserempakan kerja PMT tersebut. Keserempakan kerja PMT diukur dengan melihat selisih waktu kerja antar pole PMT dalam satu kali operasi tutup-buka. Apabila ditemukan selisih waktu maksimum pada tiap operasi tutup, buka maupun tutup-buka antar pole PMT lebih besar dari yang distandardkan, maka perlu diperiksa sistem penggerak mekaniknya. a.

Pada penggerak hidrolik, bila ditemukan adanya rembesan minyak, maka perlu dilakukan perbaikan. Apabila tidak ditemukan rembesan minyak, hanya perlu dilakukan pengukuran waktu pre-inflasi sistem hidrolik untuk mengetahui ada tidaknya udara terjebak dalam minyak. Apabila ditemukan adanya udara terjebak, dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif berikutnya (bleeding). Pengukuran waktu start-stop motor pompa hidrolik perlu dilakukan untuk mengetahui waktu kerja kompresi dalam upaya mencapai tekanan nominalnya, di samping kebocoran pada akumulator.

b.

Pada penggerak pneumatic, perlu dilakukan pengukuran waktu start-stop motor kompresor untuk mengetahui ada tidaknya kebocoran udara atau berkurangnya tekanan kompresi dari kompresor. Apabila ditemukan adanya kebocoran udara, maka perlu diperiksa kondisi bagian udara bertekanan, seperti pilot valve udara bertekanan dan kondisi tabung udara. Apabila ditemukan adanya kebocoran, perlu dilakukan tindakan korektif berikutnya. Apabila tekanan kompresi berkurang, perlu dilakukan penggantian piston.

Sedangkan secara berkala perlu dilakukan draining/pembukaan drain valve untuk menjaga tabung udara bertekanan terhindar dari penumpukan air akibat kondensasi.

4.3.3

Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi

Tahanan isolasi peralatan yang distandarkan adalah 1 megaohm untuk setiap 1 kV tegangan uji.Apabila nilai tahanan isolasi terukur kurang dari yang distandarkan, maka perlu dilakukan: a.

Pemeriksaan isolasi baut sarana link (ES) untuk pengujian yang menghubungkan pentanahan kompartemen dengan pentanahan peralatan internal kompartemen. Bila ditemukan korosi, maka perlu dilakukan pembersihan atau penggantian.

b.

Pemeriksaan tekanan. Apabila terjadi adanya indikasi penurunan tekanan gas SF6, maka perlu dilakukan tindakan korektif,yaitu penambahan gas SF6 dan dilanjutkan dengan pencarian titik kebocoran gas SF6dengan menggunakan leakage detector. Setelah titik kebocoran ditemukan, dilakukan perbaikan sumber kebocoran.

54


c.

Pemeriksaan kualitas gas SF6 (purity, moisture/dew point, decomposition product). Apabila ditemukan salah satu parameter kualitas SF6 yang tidak memenuhi syarat, maka dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif lebih lanjut (lihat Gambar 4-1).

Apabila ditemukan nilai tahanan isolasi sisi sekunder CT atau CVT/VT yang kurang dari standar, maka perlu dilakukan langkah sebagai berikut:

4.3.4

a.

Pemeriksaan visual kondisi terminasi sekunder. Bila ditemukan adanya indikasi pemburukan pada terminal sekunder (longgar/korosi/support isolator antara terminasi sekunder CT memburuk), maka dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif berikutnya (pembersihan dan/atau pengencangan terminasi sekunder).

b.

Bila tidak ditemukan adanya indikasi pemburukan pada terminal sekunder, maka perlu dilakukan evaluasi hasil ukur tahanan isolasi sekunder-ground dengan tahanan isolasi inter-core. Bila hasil ukur yang buruk hanya ditemukan pada salah satu core, maka perlu dikonfirmasi dengan melakukan uji rasio pada core tersebut. Pemburukan pada salah satu core ditindaklanjuti dengan memindahkan rangkaian yang tersambung pada core tersebut ke core lain yang masih baik.

Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear

Gear merupakan sarana transfer energi antara poros kontak kompartemen PMS dengan penggeraknya. Salah satu sisi gear berisolasigas SF6 sedangkan sisi lainnya berada pada udara luar. Masing-masing sisi dilindungi/dibatasi oleh sub-seal (gasket atau o-ring). Pemeriksaan gear pada sisi luar perlu dilakukan untuk melihat kondisi sub-seal, apabila sub-seal yang berfungsi sebagai pelindung dari kontaminasi gas SF6 oleh udara luar kondisinya sudah mengeras (elastisitasnya berkurang), maka perlu dilakukan penggantian sub-seal tersebut. Pelumasan sub-seal disarankan tidak terlalu tebal, hal iniuntuk menghindari kerusakan sub-seal akibat kontaminasi oleh debu karena dapat mempercepat proses penuaan subseal.

4.3.5

Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik

Interlock mekanik dapat berupa pemasangan pin/gembok. Apabila ditemukan pin pengunci/gembok tidak terpasang, maka pada peralatan tersebut perlu diberi tanda peringatan sebelum pelaksanaan perbaikan pin/pemasangan gembok . Interlock elektrik dinyatakan tidak berfungsi dengan baik bila motor penggerak PMS bekerja tapi poros PMS tidak berputar. Apabila hal ini terjadi, maka harus dilakukan investigasi lebih lanjut terhadap motor penggerak. Kondisi ketidaknormalan lain adalah bila PMS sudah selesai bekerja/berganti posisi, motor penggerak masih terus bekerja. Untuk itu perlu dilakukan investigasi pada pasokan tegangan kontaktor, kondisi kontaktor/relay, kondisi indikator dan sinyal pada local control cubicle (LCC) dan posisi limit switch pada system penggerak mekanik.

55


4.3.6

Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak

Ketidaknormalan blocking sistem penggerak akan memunculkan indikasi sistem penggerak tidak sempurna. Apabila hal ini terjadi, maka perlu dilakukan pemeriksaan visual kondisi socket sumber tegangan. Pemeriksaan dilakukan tanpa melepas socket karena dapat membahayakan kondisi jari–jari kontaknya. Bila ditemukan ketidaknormalan pada jari kontak, maka dapat dilanjutkan dengan penggantian socket.

4.3.7

Rekomendasi Trip Circuit Faulty

Announciator kegagalan trip circuit faulty (TCF)/trip circuit supervision (TCS) muncul terjadi karena kehilangan sumber DC yang menginisiasi opening atau tripping coil. Untuk lebih detail, lihat buku pedoman pengujian sistem proteksi gardu induk.

4.3.8

Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik

Pada manometer jenis basah (terendam minyak), apabila ditemukan error yang lebih besar dari yang distandarkan, maka perlu dilakukan pemeriksaan kondisi cairan/minyak dalam manometer. Bila kondisinya memburuk, maka dapat dipastikan penyebab error adalah korosi pegas. Hal ini ditanggulangi dengan penggantian manometer. Pada manometer jenis kering, apabila ditemukan error yang lebih besar dari yang distandarkan, maka dapat dipastikan penyebab error adalah kejenuhan pegas. Hal ini ditanggulangi dengan penggantian manometer. Penggantian manometer SF6 maupun hidrolik dilakukan dengan terlebih dahulu memblok system proteksi pada manometer SF6 dan menutup valve hidrolik.

4.3.9

Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT

Ketidaknormalan nilai tahanan coil PMT karena putus (nilai pengukuran nol). Langkah yang dilakukan adalah penggantian coil. Di samping coil putus, hal yang perlu diperhatikan adalah berkaratnya rod coil dan koneksi kabel. Langkah yang dilakukan adalah membersihkan rod dan koneksi kabel tersebut.

56


14 14.1 14.1.1

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN GIS

GIS Inspeksi Inspeksi level -1 ( In service Superficial Inspection )

14.1.1.1

PMT

14.1.1.1.1

Tekanan gas SF6

Pemeriksaan tekanan gas SF6

14.1.1.1.2

Kondisi manometer dan density meter

14.1.1.1.3

Lampu indikator SF6

Pemeriksaan kondisi manometer dan density meter Pemeriksaan lampu indikator tekanan gas SF6

14.1.1.1.4

Counter kerja

14.1.1.1.5

Tekanan gas saat muncul alarm

14.1.1.1.6

Tekanan gas sesudah alarm off

14.1.1.1.7

kebocoran SF6

Penunjukan counter kerja Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul alarm Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah alarm off saat trip/block Pendeteksian kebocoran SF6

57

● ●

● ● ●

● ● ●

KETERANGAN

PMT dengan penggerak pneumatik

14.1.1.1.10 14.1.1.1.11 14.1.1.1.12 14.1.1.1.13 14.1.1.1.14 14.1.1.1.15 14.1.1.1.16 14.1.1.1.17

PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring PMT dengan penggerak hidrolik dan hidrolik spring

14.1.1.2

PMS

14.1.1.2.1

Tekanan gas SF6

Pemeriksaan tekanan kompresor penggerak pneumatik Pemeriksaan tekanan minyak hidroilk dan hidrolik spring

● ● ●

Pemeriksaan kondisi pompa hidrolik Pemeriksaan kondisi valve pengisian minyak hidrolik Pemeriksaan kondisi aktuator hidrolik Pemeriksaan indikator level minyak

● ● ●

Pemeriksaan rembesan minyak Pemeriksaan indikasi pengisian pegas Pengecekan jumlah (counter) kerja motor hidrolik Pemeriksaan tekanan gas SF6

58

KONDISIONAL

14.1.1.1.9

5 TAHUNAN

Ketidakserempakan kerja kontak PMT

2 TAHUNAN

ketidakserempakan kontak PMT

1 TAHUNAN

14.1.1.1.8

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


●

● ● ● ●

● ●

●

KETERANGAN

14.1.1.2.4


14.1.1.2.5


14.1.1.2.6

kebocoran SF6

Pendeteksian kebocoran SF6

14.1.1.2.7

ketidaksempurnaan kontak PMS

Pemeriksaan ketidaksempurnaan kerja kontak PMS

14.1.1.2.8

motor listrik PMS

Pemeriksaan kondisi motor listrik

14.1.1.3

CT

14.1.1.3.1

Tekanan gas SF6


14.1.1.3.2


14.1.1.3.3

Lampu indikator SF6

14.1.1.3.4


Pemeriksaan kondisi manometer dan density meter Pemeriksaan lampu indikator tekanan gas SF6 Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul alarm

59

●

● ● ● ● ●

● ●

KONDISIONAL

Lampu indikator SF6

●

5 TAHUNAN

14.1.1.2.3

Pemeriksaan kondisi manometer dan density meter Pemeriksaan lampu indikator tekanan gas SF6 Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul alarm Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah alarm off saat trip/block

2 TAHUNAN


1 TAHUNAN

14.1.1.2.2

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ●

●

●

KETERANGAN

14.1.1.3.5


Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah alarm off saat trip/block

14.1.1.3.6

kebocoran SF6


14.1.1.4

CVT/PT

14.1.1.4.1

Tekanan gas SF6


14.1.1.4.2


14.1.1.4.3

Lampu indikator SF6

14.1.1.4.4


14.1.1.4.5



14.1.1.4.6

kebocoran SF6

14.1.1.5

Sealing End/Sealing Box

14.1.1.5.1

Tekanan gas SF6


14.1.1.5.2


Pemeriksaan kondisi manometer dan density meter

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

● ● ● ●


60

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ●

● ●

● ● ● ●

KETERANGAN

●

Pemeriksaan lampu indikator tekanan gas SF6 Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul alarm Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah alarm off saat trip/block

14.1.1.5.3

Lampu indikator SF6

14.1.1.5.4


14.1.1.5.5


14.1.1.5.6

kebocoran SF6

14.1.1.6

LA

14.1.1.6.1

Tekanan gas SF6


14.1.1.6.2


14.1.1.6.3

Lampu indikator SF6

14.1.1.6.4


14.1.1.6.5



14.1.1.6.6

kebocoran SF6

14.1.1.7

Busbar



61

● ●

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ● ● ●

●

● ● ●

KETERANGAN

14.1.1.7.1

Tekanan gas SF6


14.1.1.7.2


14.1.1.7.3

Lampu indikator SF6

14.1.1.7.4


14.1.1.7.5



14.1.1.7.6

kebocoran SF6


14.1.1.8

Lampu-lampu indikator

Pemeriksaankondisi lampu-lampu indikator

14.1.1.9

Lubang kabel kontrol

Pemeriksaan lubang kabel kontrol

14.1.1.10

Heater

Pemeriksaan Kondisi Heater

14.1.1.11

Kondisi Umum

14.1.1.11.1

Suhu

Pemeriksaan Suhu

14.1.1.11.2

Kelembaban

Pemeriksaaan Kelembaban

● ●

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

● ●

● ● ●

● ● ● ● ●

62

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


KETERANGAN

14.1.2

Inspeksi level -2 ( In Service Measurement )

14.1.2.1

Tahanan pentanahan

14.1.2.2

Kualitas gas SF6

14.1.2.2.1

Purity

Pengujian kemurnian gas SF6

14.1.2.2.2

Decomposition Products

Pengujian dekomposisi produk gas SF6

14.1.2.2.3

Moisture Content

Pengujian moisture content gas SF6

14.1.2.2.4

Dew Point

Pengujian dew point gas SF6

14.1.2.3

Temperatur sekitar

Pemeriksaan suhu

14.1.3

Inspeksi level -3

14.1.3.1

Online measurement

14.1.3.1.1

Temperatur Sekitar

14.1.3.1.2

Kelembaban Sekitar

Pengukuran tahanan pentanahan

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ● ● ● ●

● ● ● ● ● ● ●

63

KETERANGAN

14.1.3.1.3

Kandungan Decomposition Products

14.1.3.1.4

Partial discharge

14.1.3.2

Shutdown Measurement

14.1.3.2.1

Tahanan Isolasi

Pengukuran tahanan Isolasi

14.1.3.2.2

Tahanan kontak

Pengujian tahanan kontak

14.1.3.2.3

Keserempakan PMT

Pengujian keserempakan PMT

Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik Gear

Kalibrasi manometer dan meter hidrolik

14.1.3.2.4 14.1.3.2.5

14.1.3.2.5.1 Gear PMS 14.1.3.2.5.2 Gear PMS Tanah 14.1.3.2.6

Blocking sistem penggerak PMT

14.1.3.2.7

Auxilary contact

Pengukuran partial discharge

Pengecekan dan pelumasan gear PMS Pengecekan dan pelumasan gear PMS Tanah Pemeriksaan blocking sistem penggerak PMT

64

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ●

● ● ● ● ● ● ● ●

KETERANGAN

14.1.3.2.7.1 Auxilary contact PMT 14.1.3.2.7.2 Auxilary contact PMS 14.1.3.2.7.3 Auxilary contact PMS Tanah

Pemeriksaan/penggantian auxilary contact PMT Pemeriksaan/penggantian auxilary contact PMS Pemeriksaan/penggantian auxilary contact PMS Tanah Pemeriksaan sistem interlock mekanik dan elektrik

14.1.3.2.8

Sistem interlock mekanik dan elektrik

14.1.3.3


14.1.3.3.1

Gas SF6 density detector

Pengujian fungsi SF6 density detector

14.1.3.3.2

Signal trip/blok

Pengujian fungsi signal trip/blok

14.1.3.3.3

Annunciator

Pengujian annunciator

14.1.3.3.4

Electric interlock

Pengujian electric interlock

14.1.3.3.5

Trip circuit faulty

Pengujian trip circuit faulty

65

KONDISIONAL

5 TAHUNAN

2 TAHUNAN

1 TAHUNAN

3 BULANAN

ITEM PEKERJAAN

BULANAN

SUBSISTEM

MINGGUAN

KODE

HARIAN


● ● ● ● ● ● ● ● ●

KETERANGAN


Lampiran 2 FMEA GIS SECONDARY

Subsystem

Secondary

Secondary

Function

Functional Failure

1) Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic mentrigger subsistem pada waktu yang tepat driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic 2) mampu memberikan trigger pada bekerja pada waktu subsistem driving mechanism untuk yang tepat. mengaktifkan subsistem mechanic namun pada waktu yang tidak tepat (diluar setting)

mentrigger subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic bekerja pada waktu yang tepat.

Actual Part

manometer

mengetahui besaran tekanan pada kompartemen

tidak mampu memberikan indikasi tekanan SF6

manometer



1) Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat 2) mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic namun pada waktu yang tidak tepat (diluar setting)

Function

Functional Failure

66

Failure mode level

Failure mode level

Failure mode level

1

2

3

penunjukka n tekanan gas SF6 tidak akurat

minyak bocor (tipe basah)

seal rusak

sistem penggerak korosi (tipe kering)

tingkat vakum rendah / menurun


Subsystem

Secondary

Function

mentrigger subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic bekerja pada waktu yang tepat.

Functional Failure

Actual Part

1) Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat 2) mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk mengaktifkan subsistem mechanic namun pada waktu yang tidak tepat (diluar setting)

manometer

67

Function


Functional Failure


Failure mode level

Failure mode level

Failure mode level

1

2

3

tripping/blok trip, close

vibrasi

kontak kering


Lampiran 3 FMEA GIS PRIMARY

Sub

Subsub Function

Functional Failure

system

Primary

system

1) menyalurkan dan 2) memutus-sambungkan aliran energi listrik pada kondisi normal tanpa terjadi overheating, bad contact maupun discharge, 3) menghasilkan informasi untuk keperluan proteksi sistem, 4) memproteksi GIS sendiri

Primary

Function


1) tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik pada waktunya

Functional Failure

Actual Part

Function

Functional Failure

Failure mode level

Failure mode level

Failure mode level

1

2

3

switching device

peralatan utama yang berperan dalam memutuskan dan menghubung kan aliran listrik

tidak mampu memutuskan dan menghubung kan aliran listrik

main contact

komponen penghubung dan pemutus aliran listrik

tidak dapat menghubung kan dan memutuskan aliran listrik

cacat pada main contact

over heating

arcing pada saat proses switching

switching device



main contact



posisi fix dan main contact tidak tepat

baut lepas atau kendor

pemasan gan baut dan marking tidak tepat

2) tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal 3) terjadi overheating, bad contact, dan discharge 1) tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik pada waktunya 2) tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal 3) terjadi overheating, bad contact, dan discharge

68


Sub

Subsub Function

Functional Failure

system

Primary

Function system


1) tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik pada waktunya 2) tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal

switching device


3) terjadi overheating, bad contact, dan discharge

69

Functional Failure


Actual Part

main contact

Function


Functional Failure


Failure mode level

Failure mode level

Failure mode level

1

2

3

hold spring lepas dari housin g

fleksibil itas berkura ng

kontak panas


Lampiran 4 Formulir Pengujian Kualitas SF6

70


Lampiran 5 Formulir Pengujian Kualitas SF6

71


Lampiran 6 Daftar Perubahan Pada SK DIR 114 Tentang Pemeliharaan GIS

NO BAB 1

Bab I

BUKU BARU Penambahan kata "dan" pada karakteristik SF6 (stabil dan tidak mudah bereaksi)

stabil tidak mudah bereaksi

Subsistem primary subsubsistem

Subsistem primary susbsubsistem

terbagi

Penambahan subsubsistem tentang komponen "Bellows"

2

Bab 2

BUKU LAMA

dalam

beberapa

Current

Carrying

Bab 3

Mengacu pada sifat SF6, "stabil" dan "tidak mudah bereaksi" merupakan hal yang terpisah terbagi

subsubsistem Current Carrying komponen "Bellows" tidak ada

dalam

hasil review fmea-fmeca

tentang


Penambahan kalimat "peralatan ini terpasang secara permanen maupun portable"

Tidak ada kalimat "peralatan ini terpasang secara permanen maupun portable"

menyesuaikan aset di lapangan

Penambahan item hidrolik spring

tidak ada item hidrolik spring, hanya item spring dan hidrolik


FMEA GIL dihapuskan

terdapat item FMEA GIL

perlu dilakukan pembahasan tersendiri untuk FMEA GIL yang diawali dengan mengumpulkan data-data anomali tentang GIL

sistem GIS

subsistem GIS


Perubahan definisi pada sub bab Pedoman Pemeliharaan dan perubahan tabel Pedoman Pemeliharaan Penambahan item Moisture content SF6

3

tidak

DASAR / ALASAN PERUBAHAN

– hasil review fmea-fmeca – hasil verifikasi revisi SK Dir 114 Tidak ada item moisture content SF6

parameter pengukuran kualitas SF6

– Perubahan dan penambahan beberapa item pada shutdown testing measurement

– hasil review fmea-fmeca

– Penambahan keterangan minor dan major overhaul

– hasil verifikasi revisi SK Dir 114

Penambahan item reklamasi gas SF6

tidak ada item reklamasi gas SF6

Cigre 234 WG TB B3.02.01

Penambahan standar untuk moisture content SF6 (dari Hitachi dan CIGRE)

hanya terdapat standar Alstom


72


NO BAB 4

Bab 4

BUKU BARU standard laju kebocoran SF6: 0,5 % per tahun

BUKU LAMA standard laju kebocoran SF6: 1 % per tahun

Perubahan Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6

DASAR / ALASAN PERUBAHAN IEC 62271 Buku Panduan pemeliharaan praktis P3B JB

73


DAFTAR ISTILAH

1.

Spacer

: Peyangga konduktor

2.

Purity

: Kemurnian

3.

Decomposition product

: Hasil penguraian

4.

Enclosure

: Selubung/kompartemen

5.

Dew point

: Titik embun

6.

Moisture

: Uap air

7.

Partial discharge

: Peluahaan sebagian

8.

Protrusion

: Tonjolan atau ketidakrataan permukaan

9.

Void

: Gelembung udara

10. Absorbent

: Material yang berfungsi menyerap decomposition product SF6

11. In service

: Kondisi bertegangan

12. Density

: Kerapatan

13. In service inspection

: Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan panca indera.

14. In service measurement

: Pemeriksaan/pengukuran dalam kondisi bertegangan dengan alat bantu.

15. Drain valve

: Katup pembuangan

16. Fix contact

: Kontak diam pada PMT

17. Shutdown testing

: Pengujian/pengukuran tidak bertegangan.

74

uap

air

dan


DAFTAR PUSTAKA

1.

F. Jakob, N. Perjanik, “Sulfur Hexafluoride: A Unique Dielectric”, Analytical ChemTech International, Inc.

2.

L.G. Christophorou, R.J. Van Brunt, “SF6/N2 Mixtures: Basic and HV Insulation Properties”, IEEE Transactions on Dielectric and Electrical Insulation, Vol. 2, No. 5, Oktober 1995, pp. 952-1003.

3.

Solvay Fluor, “Sulfur Hexafluoride”, Manual Book of.

4.

R. D. Garzon, “High Voltage Circuit Breakers: Design and Application”, Marcel Dekker Inc., New York, 1997, pp. 161-181.

5.

H. M. Ryan, G.R. Jones, “SF6 Switchgear”, Peter Peregrinus Ltd., London, 1989, pp. 1-62.

6.

E. Maggi, “SF6 Circuit Breakers”, IEE Monograph Series 17: Power Circuit Breaker Theory and Design, edited by C.H. Flurscheim, -, Peter Peregrinus Ltd., Stevenage, 1975, pp. 293-317.

7.

ABB, “Manual Book of GIS Type ELK-0”.

8.

IEEE C37.100 tahun 1992, GIS (Gas Insulated Switchgear)

9.

IEEE 1300, 1996 (IEEE Guide for Cable Connection for Gas Insulated Substation)

10.

IEEE C57.13, 1993 (IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers – Description)

11.

IEC 60044-2, 2003 (Instrument transformers – Part 2: Inductive Voltage Transformers)

12.

IEC 60376-2005 (Specification of technical grade sulfur hexafluoride SF6 for use in electrical equipment)

13.

IEEE C37.122.1, 1993 (IEEE Guide for Gas-Insulated Substations)

14.

IEEE C37.123, 1996 (IEEE Guide to Specifications for Gas-Insulated, Electric Power Substation Equipment)

15.

Climate Change Capital-Green Work Asia.

16.

CIGRE 234 Task Force B3.02.01, (SF6 Recycling Guide), Agt 2003.

17.

VDE (Catalouge 228/4)

18.

IEEE std 80-2000 tentang Guide for Safety in AC Substation Grounding

19.

CIGRE 15/23-1 Diagnostic Methods for GIS Insulating System, 1992

75


20.

IEC 60270: Partial Discharge Measurement.

21.

Manual alat uji Breaker Analyzer, Programma TM1600

22.

IEC 60694 ed.2.2: 2002-01 (Common Spesifications for high-voltage switchgear and controlgear standards)

23.

Guideline for Infrered Inspection of Electrical and mechanical System oleh Infraspection Institute

24.

Knowledge Sharing and Research (KSANDR) Belanda

25.

IEC 62271-100 2006 (Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers)

26. Buku Petunjuk Batasan Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga Listrik SKDIR 114.K/DIR/2010 GIS No. Dokumen: 14-22/HARLUR-PST/2009.

76

DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR...IV DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN...VI

Recommend Documents