Makalah Seminar Kerja Praktek ANALISA JENIS KEGAGALAN TRANSFORMER BERDASARKAN HASIL UJI DGA DENGAN METODE ROGER S RATIO PLTU TAMBAK LOROK

Makalah Seminar Kerja Praktek

ANALISA JENIS KEGAGALAN TRANSFORMER BERDASARKAN HASIL UJI DGA DENGAN METODE ROGER’S RATIO PLTU TAMBAK LOROK Muhammad Faishal A. R. (L2F 007 051) Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro Jl. Prof. Sudharto, Tembalang, Semarang, Indonesia E-mail : [email protected] Abstrak Permasalahan yang umum pada operasional transformator daya adalah timbulnya kegagalan (failure), baik kegagalan termal maupun kegagalan elektris. Kegagalan termal dan kegagalan elektris umumnya menghasilkan gas-gas berbahaya yang biasa dikenal sebagai fault gas. Kebanyakan transformator daya biasanya menggunakan minyak isolator yang fungsinya selain sebagai pendingin juga untuk melarutkan gas-gas berbahaya tersebut agar tidak beredar bebas. Mengindentifikasi jenis dan jumlah konsentrasi gas yang terlarut pada minyak dapat memberikan informasi akan adanya indikasi kegagalan yang terjadi pada transformator. Metode untuk mengidentifikasi dan menganalisis gas-gas terlarut pada minyak disebut sebagai metode DGA (Dissolved Gas Analysis) Pada Laporan kerja praktek ini, penulis akan membahas tentang jenis kegagalan transformer pada PT Indonesia Power UBP Semarang setelah dilakukan uji DGA pada sampel minyak trafo oleh pihak PT Indonesia Power. Analisa jenis kegagalan generator transformer ini akan menggunakan metode interpretasi uji DGA yaitu roger’s ratio. Roger’s ratio adalah metode interpretasi uji DGA dengan menggunakan magnitude rasio lima jenis fault gas yaitu C2H2/C2H4, CH2/H2, C2H4/C2H6 Dengan diketahuinya jenis kegagalan pada transformator daya melalui uji DGA dengan menggunakan metode roger’s maka akan dapat dilakukan tindakan lebih lanjut pada minyak trafo sebagai media insulator dan pendingin trafo. Tindakan pemeliharaan minyak trafo ini dapat dilakukan dengan melakukan cleaning, rekondisi, maupun reklamasi. Kata kunci: transformator daya , fault gas, uji DGA, metode roger’s ratio

I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Transformator adalah peralatan listrik yg sangat vital dalam pembangkitan energi listrik, untuk itu keandalannya harus tetap terjaga agar proses penyaluran energi listrik berjalan lancar. Untuk menjaga keandalan dari transformer perlu dilakukan suatu pengujian untuk mengetahui keadaan dari transformer tersebut, salah satunya dengan melakukan uji DGA (Dissolved gas Analysis) yaitu menganalisis kandungankandungan gas yang berada pada minyak trafo. Setelah dilakukan uji DGA maka akan dilakukan interpretasi data untuk mengetahui keadaan dari transformer tersebut.

1.2 Tujuan

Menganalisis jenis kegagalan transformer dengan menggunakan metode Roger’s ratio berdasrkan hasil uji DGA (Dissolved Gas Analysis) 1.3 Pembatasan Masalah

1. Transformator tenaga beserta bagianbagiannya. 2. Analisa Jenis Kegagalan Transformator berdasarkan hasil uji DGA dengan menggunakan Roger’s Ratio II. TRANSFORMATOR TENAGA 2.1 Pengertian Transformator Transformator tenaga adalah suatu peralatan tenaga listrik yang berfungsi untuk menyalurkan tenaga/daya listrik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya

Dalam sistem PLTU terdapat tiga macam transformator, yaitu : 1. MAT (Main Auxiliary Transformer) MAT (Main Auxiliary Transformer) adalah trafo utama untuk pemakaian sendiri yang dipasang paralel dengan trafo generator, berfungsi untuk menurunkan tegangan pembangkitan 18 KV menjadi 4.16 KV. Pada saat sistem keadaan normal seluruh kebutuan tenaga listrik untuk peralatan listrik maupun penerangan disuplai oleh trafo ini. 2. RAT (Reserve Auxiliary Transformer) PLTU Tambak Lorok mempunyai 2 set trafo cadangan yang diparalelkan. Bila generator mengalami ganguan atau over houl sehingga trafo utama tidak berfungsi maka daya listrik untuk start-up pembangkit disuplai dari bus 150 KV melalui trafo cadangan ini. Jadi trafo ini menurunkan tegangan dari 150 KV menjadi 4160 V. 3. Trafo generator (Generator Transformer) Trafo generator (Generator Transformer) berfungsi menaikkan tegangan pembangkitan 18 KV menjadi 150 KV yang dipasok pada bus A dan B 150 KV yang berhubungan langsung dengan saluran transmisi, pada sistem interkoneksi se Jawa.

Gambar 1.Trafo Generator

2.2 Bagian Transformator Transformator terdiri dari : a. Bagian Utama. 1) Inti Besi Berfungsi untuk mempermudah jalan fluksi, yang ditimbulkan oleh arus listrik yang melalui kumparan.Dibuat dari lempengan-lempengan besi tipis yang berisolasi, untuk mengurangi panas (sebagai rugi-rugi besi) yang ditimbulkan oleh Eddy Current.

2) Kumparan Transformator Adalah beberapa lilitan kawat berisolasi yang membentuk suatu kumparan. Kumparan tersebut terdiri dari kumparan primer dan kumparan sekunder yang diisolasi baik terhadap inti besi maupun terhadap antar kumparan dengan isolasi padat seperti karton, pertinak dan lain-lain. Kumparan tersebut sebagai alat transformasi tegangan dan arus. 3) Minyak Transformator Sebagian besar kumparan-kumparan dan inti trafo tenaga direndam dalam minyak trafo, terutama trafo-trafo tenaga yang berkapasitas besar, karena minyak trafo mempunyai sifat sebagai isolasi dan media pemindah, sehingga minyak trafo tersebut berfungsi sebagai media pendingin dan isolasi. 4) Bushing Hubungan antara kumparan trafo ke jaringan luar melalui sebuah bushing yaitu sebuah konduktor yang diselubungi oleh isolator, yang sekaligus berfungsi sebagai penyekat antara konduktor tersebut dengan tangki trafo.

Gambar 2. Bushing Transformator 5) Tangki – Konservator Pada umumnya bagian-bagian dari trafo yang terendam minyak trafo berada (ditempatkan) dalam tangki. Untuk menampung pemuaian minyak trafo, tangki dilengkapi dengan konservator.

Gambar 3. Konservator Trafo

b. Peralatan Bantu 1) Pendingin Pada inti besi dan kumparan-kumparan akan timbul panas akibat rugi-rugi besi dan rugi-rugi tembaga. Bila panas tersebut mengakibatkan kenaikan suhu yang berlebihan, akan merusak isolasi (di dalam transformator). Maka untuk mengurangi kenaikan suhu transformator yang berlebihan maka perlu dilengkapi dengan alat/ sistem pendingin untuk menyalurkan panas keluar transformator Pada cara alamiah (natural), pengaliran media sebagai akibat adanya perbedaan suhu media dan untuk mempercepat perpindahan panas dari media tersebut ke udara luar diperlukan bidang perpindahan panas yang lebih luas antara media (minyak-udara/gas), dengan cara melengkapi transformator dengan sirip-sirip (Radiator).

Gambar 4. Radiator sebagai Pendingin Bila diinginkan penyaluran panas yang lebih cepat lagi, cara natural/alamiah tersebut dapat dilengkapi dengan peralatan untuk mempercepat sirkulasi media pendingin dengan pompa-pompa sirkulasi minyak, udara dan air. Cara ini disebut pendingin paksa (Forced).

Gambar 5. kipas pendingin transformator

2) Tap Changer (Perubah Tap) Tap changer adalah alat perubah perbandingan transformasi untuk mendapatkan tegangan operasi sekunder yang lebih baik (diinginkan) dari tegangan jaringan / primer yang berubah-ubah. Tap changer yang hanya bisa beroperasi untuk memindahkan tap transformator dalam keadaan transformator tidak berbeban disebut “Off Load Tap Changer” dan hanya dapat dioperasikan manual. Transformator Generator, MAT, RAT mempunyai pengubah tap tanpa beban. 3) Alat Pernapasan (Silicagel). Karena pengaruh naik turunnya beban transformator maupun suhu udara luar, maka suhu minyak pun akan berubah-ubah mengikuti keadaan tersebut. Bila suhu minyak tinggi, minyak akan memuai dan mendesak udara di atas permukaan minyak keluar dari tangki, sebaliknya apabila suhu minyak turun, minyak menyusut maka udara luar akan masuk ke dalam tangki. Kedua proses di atas disebut pernapasan transformator. Akibat pernapasan transformator tersebut maka permukaan minyak akan selalu bersinggungan dengan udara luar. Udara luar yang lembab akan menurunkan nilai tegangan tembus minyak transformator, maka untuk mencegah hal tersebut, pada ujung pipa penghubung udara luar dilengkapi dengan alat pernapasan, berupa tabung kaca berisi kristal zat hygroskopis sehingga dapat dilihat warnanya.

Gambar 6. Alat Pernafasan Trafo 4) Indikator. Untuk mengawasi selama transformator beroperasi, maka perlu adanya indicator pada transformator sebagai berikut: - Indikator suhu minyak - Indikator permukaan minyak. - Indikator sistem pendingin. - Indikator kedudukan tap.

c. Peralatan proteksi 1) Rele Bucholz Rele bucholz adalah alat/rele untuk mendeteksi dan mengamankan terhadap gangguan di dalam transformator yang menimbulkan gas 2) Pengaman Tekanan Lebih (Explosive Membrane/Pressure-Relief Vent) Alat ini berupa membrane yang dibuat dari kaca, plastik, tembaga atau katup berpegas, berfungsi sebagai pengaman tangki transformator terhadap kenaikan tekanan gas yang timbul di dalam tangki (yang akan pecah pada tekanan tertentu) dan kekuatannya lebih rendah dari kekuatan tangki transformator. 3) Rele Tekanan Lebih (Sudden Pressure Relay) Rele ini berfungsi hampir sama seperti rele Bucholz, yakni pengaman terhadap gangguan di dalam transformator. Bedanya rele ini hanya bekerja oleh kenaikan tekanan gas yang tiba-tiba dan langsung menjatuhkan PMT 4) Rele Differensial Berfungsi mengamankan transformator dari gangguan di dalam transformator antara lain, Flash Over antara kumparan dengan kumparan atau kumparan dengan tangki atau belitan dengan belitan di dalam kumparan ataupun beda kumparan. 5) Rele Arus Lebih Berfungsi mengamankan transformator dari arus yang melebihi dari arus yang telah diperkenankan lewat dari transformator tersebut dan arus lebih ini dapat terjadi oleh karena beban lebih atau gangguan hubung singkat. 6.)Rele Tangki Tanah Berfungsi untuk mengamankan transformator bila ada hubung singkat antara bagian yang bertegangan dengan bagian yang tidak bertegangan pada transformator. 7.)Rele Hubung Tanah Berfungsi untuk mengamankan transformator bila terjadi gangguan satu phasa ke tanah. 8) Rele Termis Berfungsi untuk mencegah/mengamankan transformator dari kerusakan isolasi kumparan, akibat adanya panas lebih yang

ditimbulkan akibat arus lebih. Besarnya yang diukur di dalam rele ini adalah kenaikan temperatur. d. Peralatan Tambahan untuk Pengaman Transformator Pemadam kebakaran (transformator transformator besar ) Sistem pemadam kebakaran yang modern pada transformator saat sekarang sudah sangat diperlukan. Fungsi yang penting untuk mencegah terbakarnya trafo. Penyebab trafo terbakar adalah karena gangguan hubung singkat pada sisi sekunder sehingga pada trafo akan mengalir arus maksimumnya. Jika proses tersebut berlangsung cukup lama karena rele tidak operasi dan tidak operasinya rele juga sebagai akibat salah menyetel waktu pembukaan PMT, rele rusak, dan sumber DC yang tidak ada serta kerusakan wiring. III. Uji DGA (Dissolved gas Analysis) 3.1 Pengertian DGA Definisi DGA : “ analisa kondisi transformator yang dilakukan berdasarkan jumlah gas terlarut pada minyak trafo” Pengujian DGA adalah salah satu langkah perawatan preventif (preventive maintenance) yang wajib dilakukan dengan interval pengujian paling tidak satu kali dalam satu tahun (annually). Dilakukan dengan mengambil sampel minyak dari unit transformator kemudian gasgas terlarut ( dissolved gas) tersebut diekstrak untuk diidentifikasikan komponen-komponen individualnya. Pengujian DGA akan memberikan informasi-informasi terkait akan kesehatan dan kualitas kerja transformator secara keseluruhan. Keuntungan Uji DGA : Deteksi dini akan adanya fenomena kegagalan yang ada pada transformator yang diujikan Kelemahan Uji DGA : Diperlukan tingkat kemurnian yang tinggi dari sampel minyak yang diujikan 3.2 Langkah Uji DGA

3.3 Metode Ekstraksi Gas 1. Gas Chromatograph Teknik memisahkan zat-zat tertentu dari sebuah senyawa gabungan berdasarkan tingkat penguapannya (volatility).

*) karbondioksida (CO2) saja yang tidak termasuk kategori TDCG.

Gambar 7. Metode Gas Chromatograph 2. Photo Acoustic Spectroscopy Dengan radiasi gelombang elektromagnetik dalam menentukan konsentrasi gas terlarut.

Gambar 8. Metode PAS 3.4 Jenis Kegagalan Transformator Dari berbagai kasus kegagalan (fault) yang terjadi pada transformator dan terdeteksi melalui uji DGA, maka kegagalan pada transformator dapat digolongkan menjadi beberapa kelas : PD = Discharge sebagian D1 = Discharge energi rendah D2 = Discharge energi tinggi T1 = Thermal faults pada temp<300oC T2 = Thermal Faults pada temp 300oC 700oC Zona DT = campuran termal dan electrical fault. 3.5 Metode Interpretasi data uji DGA Terdapat beberapa metode untuk melakukan interpretasi data dan analisis seperti yang tercantum pada IEEE std.C57 – 104.1991 dan IEC 60599, yaitu :

1. Standar IEEE (TDCG) Analisa jumlah total gas terlarut yang mudah terbakar / TDGC (Total Dissolved Gas Analysis) akan menunjukkan keadaan transformator

Standar IEEE akan menetapkan tindakan operasi yang harus dilakukan pada berbagai kondisi 2. Key Gas Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 – 104.1991 sebagai gas-gas yang tebentuk pada transformator pendingin minyak yang secara kualitatif dapat digunakan untuk menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan terbentuk pada berbagai temperatur.

3. Roger’s Ratio Magnitude rasio lima jenis fault gas digunakan untuk menciptakan tiga digit kode. Kode-kode tersebut akan menunjukkan indikasi dari penyebab munculnya fault gas. Beberapa catatan (note) mengenai interpretasi dari tabel rasio roger : 1.Ada kecenderungan rasio C2H2/C2H4 naik dari 0,1 s.d > 3 dan rasio C2H4/C2H6 untuk naik dari 1-3 s.d > 3 karena meningkatnya intensitas percikan (spark). Sehingga kode awalnya bukan lagi 0 0 0 melainkan 1 0 1 2.Gas yang timbul mayoritas dihasilkan oleh proses dekomposisi kertas, sehingga muncul angka 0 pada kode rasio roger. 3.Kondisi kegagalan ini terindikasi dari naiknya konsentrasi fault gas. CH4/H2 normalnya bernilai

1, namun nilai ini tergantung dari berbagai faktor seperti kondisi konservator, selimut N2, temperatur minyak dan kualitas minyak. 4.Naiknya nilai C2H2 (lebih dari nilai yang terdeteksi), pada umumnya menunjukkan adanya hot-spot dengan temperatur lebih dari 7000C, sehingga timbul arching pada transformator. Jika konsentrasi dan rata-rata pembentukan gas asetilen naik, maka transformator harus segera diperbaiki (de-energized). Jika dioperasikan lebih lanjut kondisinya akan sangat berbahaya. 5.Transformator dengan OLTC (On-Load Tap Changer) bisa saja menunjukkan kode 2 0 2 ataupun 1 0 2 tergantung jumlah dari pertukaran minyak antara tangki tapchanger dan tangki utama.

Koordinat segitiga : % CH4 = CH4 / (CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H4= C2H4 (CH4+C2H4+C2H2)*100% % C2H2= C2H2 / (CH4+C2H4+C2H2)*100% Kode gangguan yang dapat dideteksi dengan Dissolved Gas Analysis (DGA) menggunakan metode segitiga ini: • PD = Dischrge sebagian • D1 = Discharge energi rendah • D2 = Discharge energi tinggi • T1 = Thermal faults pada temperature < 300oC • T2 = Thermal Faults pada temperature 300oC 700oC • Zona DT = campuran termal dan electrical fault. IV. Analisa Jenis Kegagalan Transformer dengan Metode Roger’s. 1. Kondisi Transformer On-Load

Selain rasio pada tabel 5.4, seringkali diguanakan rasio lain seperti rasio CO2/CO. Rasio ini digunakan untuk mendeteksi keterlibatan isolasi kertas pada fenomena kegagalan. Normalnya rasio CO2/CO bernilai sekitar 7. Jika rasio < 3, ada indikasi yang kuat akan adanya kegagalan elektrik sehingga menimbulkan karbonisasi pada kertas (hot-spot atau arcing dengan temperatur >2000C). Jika rasio > 10, mengindikasikan adanya kegagalan thermal pada isolasi kertas pada belitan. 4.Duval’s Triangle

Analisa Karakteristik Minyak dan TDCG : - Warna minyak telah berada di bawah ambang standar yaitu sebesar 4,0, sedangkan dengan mengacu pada standar ASTMD 1500 batas standar warna adalah 3,5. - Kadar air dalam minyak trafo yang diuji sudah berada di bawah ambang standar yaitu sebesar 24,2300 ppm. Sedangkan menurut standar ASTM D 1533 ambang batas kadar air pada transformator dengan tegangan 150 KV adalah <20 ppm. - Uji DGA dengan metode TDCG 1425 ppm, seharusnya normal 720 ppm. Ini menunjukkan

kondisi trafo berada pada kondisi 2 yang berarti harus dilakukan pengujian DGA kembali setiap 6 bulan, dan direkomendasikan untuk segera dilakukan filtering minyak. Analisa Roger’s Ratio : Nilai perbandingan fault gas dan digit kodenya (Transformer On-Load)

- Dari tabel diketahui perbandingan fault gas C2H2/C2H4 sebesar 0,0125, CH4/H2 sebesar 0,0427 dan C2H4/C2H6 sebesar 5. Dengan mengacu pada kode range rasio tabel roger’s didapatkan kode 0 0 2. Digit kode 0 0 2 tidak terdapat pada tabel analisis menurut roger’s. Munculnya kode 0 ini diakibatkan oleh gas-gas yang timbul mayoritas dihasilkan oleh proses dekomposisi kertas. Akan tetapi, bila dilihat dari data fault gas, terdapat produksi gas CO dan CO2 yang begitu besar, permasalahan ini disebabkan karena overheating pada isolasi konduktor dan melibatkan isolasi kertas. Munculnya permasalahan ini bisa dijadikan pendekatan sesuai dengan tabel analisis roger’s dengan kode 0 0 1 yang mengindikasikan adanya kegagalan thermal < 1500C. - Selain Berdasarkan tabel analisis roger’s ratio, juga digunakan rasio lain yaitu rasio CO2/CO. Rasio ini digunakan untuk mendeteksi keterlibatan isolasi kertas pada fenomena kegagalan. Normalnya rasio CO2/CO adalah bernilai 7. Berdasarkan uji DGA yang telah dilakukan terdapat gas CO2 yang besarnya 8855 ppm dan CO sebesar 885 ppm. Sehingga rasio CO2/CO adalah 8855/885 = 10,005. Hal ini sekaligus menguatkan bahwa terdapat kegagalan thermal pada isolasi kertas pada belitan trafo.

2. Kondisi Transformer No-Load

Analisa Karakteristik Minyak dan TDCG : - Untuk warna minyak telah berada di bawah ambang standar yaitu sebesar 4,0, sedangkan dengan mengacu pada standar ASTMD 1500 batas standar warna adalah 3,5. - Kadar air dalam minyak trafo yang diuji sudah berada di bawah ambang standar yaitu sebesar 24,20 ppm. Sedangkan menurut standar ASTM D 1533 ambang batas kadar air pada transformator dengan tegangan 150 KV adalah <20 ppm. - Uji DGA dengan metode TDCG 971 ppm, seharusnya normal 720 ppm. Ini menunjukkan kondisi trafo berada pada kondisi 2 yang berarti harus dilakukan pengujian DGA kembali setiap 6 bulan, dan direkomendasikan untuk segera dilakukan filtering minyak. Analisa Roger’s Ratio : Nilai perbandingan fault gas dan digit kodenya (Transformer No-Load)

- Pada nilai perbandingan fault gas C2H2 / C2H4 digunakan pernbandingan 1 / 63,76, padahal nilai C2H2 = 0, hal ini dikarenakan menurut

aturan roger’s detection limit untuk gas C2H2 adalah 1 ppm. Sedangkan untuk nilai H2 detection limitnya adalah sebesar 5 ppm. - Dari tabel diketahui perbandingan fault gas C2H2/C2H4 sebesar 0,015, CH4/H2 sebesar 1,236 dan C2H4/C2H6 sebesar 37,06. Dengan mengacu pada kode range rasio tabel roger’s didapatkan kode 0 2 2. Digit kode 0 2 2 pada tabel analisis roger’s menunjukkan bahwa pada transformator telah terjadi kegagalan thermal >7000C. - Percikan bunga api korona menyebabkan kadar karbon pada minyak isolasi meningkat dan menyebabkan munculnya gelembunggelembung gas N2 dan O2 pada minyak isolasi tersebut. V. Pencucian/Pemurnian Minyak - Recondition (Memperbaharui Minyak) : Suatu cara atau proses untuk menghilangkan kelembaban (kandungan air) dan material yang keras (Solid) dengan cara mekanis. - Reklamasi (Mengembalikan Kemurnian Minyak): Suatu cara atau proses yang menghasilkan kandungan kimia di dalam minyak berubah. Cara ini dengan menambah bahan-bahan kimia (asam, basa ataulainnya). VI. Penutup 1. Kesimpulan - Pengujian DGA secara harfiah dapat diartikan sebagai analisis kondisi transformator yang dilakukan berdasarkan jumlah gas terlarut pada minyak trafo. - Hasil uji DGA dengan metode TDCG menunjukkan trafo dalam kondisi 2 dan harus dilakukan pengujian DGA setiap 6 bulan, segera dilakukan filtering minyak. - Pada pengujian pertama dengan metode roger’s ratio jenis kegagalan yang terdeteksi pada transformer adalah kegagalan thermal <1500C. - Pada pengujian kedua dengan metode roger’s ratio mengindikasikan jenis kegagalan thermal >7000C. Perbedaan ini disebabkan adanya kekurangakuratan dalam pengambilan sampel minyak. Untuk itu perlu dilakukan pengujian lanjutan dan berkala untuk mendapatkan data sampel minyak yang valid dan akurat.

2. Saran - Perlu dilakukan perawatan dan pengujian transformer secara berkala, untuk tetap menjaga keandalan dari transformer. DAFTAR PUSTAKA [1] Manual Book Power Transformer PLTU Tambak Lorok Unit III, Mitsubhisi Electric [2] IEC Standar No. 60156, 60422, 60599 [3] SPLN 49_1 : 1982, Pedoman Penerapan Spesifikasi dan Pemeliharaan Minyak Isolasi [4] Transformer Maintenance, United States Department of The Interior Bureau Of Reclamation, Denver Clorado, 2000 [5] PT PLN, “Panduan Pemeliharaan Trafo Tenaga”, Jakarta : PT PLN P3B, 2003 [6] Hardityo Rahmat.2008. “Tugas Akhir : Deteksi dan Analisis Kegagalan Transformator Dengan Metode Analisis Gas Terlarut”. Jakarta : FT UI [7] PT PLN, “ Presentasi Analisa Minyak Trafo”, Jakarta : PT PLN P3B, Forum Enjinering 2007 BIODATA Muhammad Faishal A. R.

Universitas tenaga listrik.

Penulis yang lahir di Rembang, 20 Oktober 1989 mempunyai riwayat pendidikan di MIAnnashriyyah, SMPN 4 Semarang, SMAN 11 Semarang dan saat ini sedang menjalankan studi strata 1 di Teknik Elektro Diponegoro konsentrasi teknik

Pembimbing

Karnoto ST., MT

Penulis

M. Faishal A. R