P G I

Buku Pedoman Pemeliharaan

T R A N S F O R M AT O R A R U S Dokumen nomor : PDM/PGI/02:2014

PT PLN (PERSERO) Jl Trunojoyo Blok M I/135 JAKARTA

NOMOR : PDM/PGI/02:2014

DOKUMEN

Lampiran Surat Keputusan Direksi

PT PLN (PERSERO)

PT PLN (Persero) No. 0520-2.K/DIR/2014

BUKU PEDOMAN PEMELIHARAAN TRAFO ARUS (CT)

PT PLN (PERSERO) JALAN TRUNOJOYO BLOK M-I/135 KEBAYORAN BARU JAKARTA SELATAN 12160

TRAFO ARUS

Susunan Tim Review KEPDIR 113 & 114 Tahun 2010 Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No.0309.K/DIR/2013

Pengarah

: 1. Kepala Divisi Transmisi Jawa Bali 2. Kepala Divisi Transmisi Sumatera 3. Kepala Divisi Transmisi Indonesia Timur 4. Yulian Tamsir

Ketua

: Tatang Rusdjaja

Sekretaris

: Christi Yani

Anggota

: Indra Tjahja Delyuzar Hesti Hartanti Sumaryadi James Munthe Jhon H Tonapa

Kelompok Kerja Trafo Arus dan Trafo Tegangan (CT & CVT) 1. Abdul Salam (PLN P3BS)

: Koordinator merangkap anggota

2. Inda Puspanugraha (PLN P3BS)

: Anggota

3. Rikardo Siregar (PLN P3BJB)

: Anggota

4. Musfar Ferdian (PLN P3BJB)

: Anggota

5. Jamrotin Armansyah (PLN Sulselrabar)

: Anggota

Koordinator Verifikasi dan Finalisasi Review KEPDIR 113 & 114 Tahun 2010 (Nota Dinas KDIVTRS JBS Nomor 0018/432/KDIVTRS JBS/2014) Tanggal 27 Mei 2014 1. Jemjem Kurnaen 2. Sugiartho 3. Yulian Tamsir 4. Eko Yudo Pramono

TRAFO ARUS

DAFTAR ISI DAFTAR ISI ...................................................................................................................... I DAFTAR GAMBAR ..........................................................................................................III DAFTAR TABEL ............................................................................................................. IV DAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................................... V PRAKATA ....................................................................................................................... VI TRANSFORMATOR ARUS.............................................................................................. 1 1 PENDAHULUAN ................................................................................................ 1 1.1 Pengertian Trafo Arus......................................................................................... 1 1.2 Fungsi Trafo Arus ............................................................................................... 3 1.3 Jenis Trafo Arus ................................................................................................. 4 1.4 Komponen Trafo Arus........................................................................................10 1.5 Pengenal (Rating) Trafo Arus ............................................................................12 1.5.1 Pengenal Beban (Rated Burden) .......................................................................13 1.5.2 Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) ........................................13 1.5.3 Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) ......................................13 1.5.4 Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current) .............................................14 1.6 Kesalahan Trafo Arus ........................................................................................14 1.6.1 Kesalahan Perbandingan/Rasio.........................................................................14 1.6.2 Kesalahan Sudut Fasa ......................................................................................14 1.7 Kesalahan Komposit (Composite Error).............................................................15 1.8 Ketelitian/Akurasi Trafo Arus .............................................................................15 1.8.1 Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current) ..........................15 1.8.2 Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF) ..........................................15 1.9 Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering..................................................................16 1.10 Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi...................................................................17 1.10.1 Kelas P ..............................................................................................................17 1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ..............................................................18 1.10.2.1 Kelas PX ...........................................................................................................18 1.10.2.2 Kelas PR ...........................................................................................................18 1.10.2.3 Kelas TPS .........................................................................................................18 1.10.2.4 Kelas TPX (non gapped core) ...........................................................................18 1.10.2.5 Kelas TPY (anti remanence gapped core) .........................................................19 1.10.2.6 Kelas TPZ (linear core)......................................................................................19 1.11 Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti ...................................................................20 1.12 Failure Mode and Effect Analysis (FMEA) .........................................................20 2 PEDOMAN PEMELIHARAAN...........................................................................21 2.1 Konsep Asesmen ..............................................................................................21 2.2 In Service Inspection .........................................................................................22 2.2.1 Dielectric............................................................................................................22 2.2.2 Grounding (Pentanahan) Trafo Arus..................................................................22 2.3 In Service Measurement ....................................................................................23 2.3.1 Thermovision .....................................................................................................23 2.4 Shutdown Testing/Measurement .......................................................................23 2.4.1 Tahanan Isolasi .................................................................................................23 2.4.2 Tan Delta...........................................................................................................24 2.4.3 Pengukuran Kualitas Isolasi SF6 .......................................................................28 2.4.4 Pengujian Kualitas Minyak isolasi ......................................................................28 i

TRAFO ARUS

2.4.5 Tahanan Pentahanan........................................................................................ 30 2.4.6 Ratio ................................................................................................................. 30 2.4.7 Pengujian Eksitasi atau Vknee .......................................................................... 31 2.5 Shutdown Treatment ......................................................................................... 32 3 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI ........................... 33 3.1 In Service Inspection ......................................................................................... 33 3.2 In Service Measurement ................................................................................... 35 3.2.1 Thermovisi Klem dan Konduktor ....................................................................... 35 3.2.2 Thermovisi Isolator dan Housing CT ................................................................. 36 3.3 Shutdown Testing/ Measurement ...................................................................... 37 3.3.1 Tahanan Isolasi................................................................................................. 37 3.3.2 Tan Delta .......................................................................................................... 37 3.3.3 Kualitas Minyak ................................................................................................. 39 3.3.4 DGA .................................................................................................................. 42 3.3.5 Tahanan Pentanahan........................................................................................ 43 3.3.6 Kualitas Gas SF6 .............................................................................................. 43 3.4 Shutdown Inspection ......................................................................................... 44 4 TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN .............................................. 46 DAFTAR ISTILAH........................................................................................................... 66 DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................................... 67

ii

TRAFO ARUS

DAFTAR GAMBAR Gambar 1-1 Rangkaian pada CT ...................................................................................... 1 Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen ...................................................................................... 2 Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo ........................................... 3 Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi................................... 4 Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus................................................................... 4 Gambar 1-6 Bar Primary................................................................................................... 5 Gambar 1-7 Wound Primary ............................................................................................. 5 Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan ........................................................ 7 Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan ....................................................... 7 Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti.............................................................................. 8 Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti.............................................................................. 8 Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A .................................................................... 9 Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A.............................................................. 9 Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap....................................................................................10 Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap....................................................................................10 Gambar 1-16 CT Tipe Cincin ...........................................................................................11 Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin .........................................................................11 Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................12 Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................13 Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus ......................................................................15 Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian.....................................................................17 Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat.........................19 Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus...................................21 Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter ..........................................................................24 Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT ..................................................................24 Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta ..25 Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap......................................................................................25 Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap ......................................26 Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap....................................................................................26 Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap.....................................27 Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap........................................27 Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap...........................28 Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan ...............................................30 Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus........................................................31 Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi....................................................................31 Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi ..................................................................................32

iii

TRAFO ARUS

DAFTAR TABEL Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16 Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16 Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi ........................... 17 Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada CT......................................................................... 32 Tabel 3-1 Evaluasi dan Rekomendasi In Service Inspection CT...................................... 33 Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem .................................................. 36 Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT .................... 36 Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi................................... 37 Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta ............................................ 38 Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak................................... 39 Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA.................................................... 42 Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan.......................... 43 Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6 ................................ 43 Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection................................. 44 Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus....... 46 Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan) ................................................. 46

iv

TRAFO ARUS

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS …………………………. 50 Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS …………………………………………………………….. 54 Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Mingguan ……………………… 55 Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan ………………………...56 Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT – Tahunan …………………………. 57 Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT ………………………………………………………….. 58 Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT ………………………………………...59 Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT …………………. 60 Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT ……………………………………...61 Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran Knee Point CT ……………………………...62 Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT …………………...63 Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT ………………………………………. 64 Lampiran 13 Standar Alat Uji CT ………………………………………………………………65

v

TRAFO ARUS

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

vi

TRAFO ARUS

TRANSFORMATOR ARUS 1

PENDAHULUAN

1.1

Pengertian Trafo Arus

Trafo Arus (Current Transformator - CT) yaitu peralatan yang digunakan untuk melakukan pengukuran besaran arus pada intalasi tenaga listrik disisi primer (TET, TT dan TM) yang berskala besar dengan melakukan transformasi dari besaran arus yang besar menjadi besaran arus yang kecil secara akurat dan teliti untuk keperluan pengukuran dan proteksi. Prinsip kerja trafo arus adalah sebagai berikut:

Gambar 1-1 Rangkaian pada CT

Untuk trafo yang dihubung singkat :

I1  N1  I 2  N 2

Untuk trafo pada kondisi tidak berbeban:

E1 N1  E2 N 2 Dimana

a

N1 , N2

I 1  I 2 sehingga N 1  N 2 , N 1  jumlah lilitan primer, dan N 2  jumlah lilitan sekunder.

1

TRAFO ARUS

Rangkaian Ekivalen

Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen

Tegangan induksi pada sisi sekunder adalah E 2  4, 44  B  A  f  N 2 Volt

Tegangan jepit rangkaian sekunder adalah

E2  I 2  Z 2  Z b  Volt Z b  Z kawat  Z inst Volt Dalam aplikasinya harus dipenuhi U 1  U 2 Dimana: B 

kerapatan fluksi (tesla)

A

luas penampang (m²)

f 

frekuensi (Hz)

N 2  jumlah lilitan sekunder U1 

tegangan sisi primer

U 2  tegangan sisi sekunder

Z b  impedansi/tahanan beban trafo arus Z kawat  impedansi/tahanan kawat dari terminasi CT ke instrumen Z inst  impedansi/tahanan internal instrumen, misalnya relai proteksi atau peralatan meter Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo Arus (CT) 2

TRAFO ARUS

Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo

1.2

Fungsi Trafo Arus

Fungsi dari trafo arus adalah: -

Mengkonversi besaran arus pada sistem tenaga listrik dari besaran primer menjadi besaran sekunder untuk keperluan pengukuran sistem metering dan proteksi

-

Mengisolasi rangkaian sekunder terhadap rangkaian primer, sebagai pengamanan terhadap manusia atau operator yang melakukan pengukuran.

-

Standarisasi besaran sekunder, untuk arus nominal 1 Amp dan 5 Amp

Secara fungsi trafo arus dibedakan menjadi dua yaitu: a). Trafo arus pengukuran o Trafo arus pengukuran untuk metering memiliki ketelitian tinggi pada daerah kerja (daerah pengenalnya) 5% - 120% arus nominalnya tergantung dari kelasnya dan tingkat kejenuhan yang relatif rendah dibandingkan trafo arus untuk proteksi. o Penggunaan trafo arus pengukuran untuk Amperemeter, Watt-meter, VARh-meter, dan cos  meter. b). Trafo arus proteksi  Trafo arus untuk proteksi, memiliki ketelitian tinggi pada saat terjadi gangguan dimana arus yang mengalir beberapa kali dari arus pengenalnya dan tingkat kejenuhan cukup tinggi.  Penggunaan trafo arus proteksi untuk relai arus lebih (OCR dan GFR), relai beban lebih, relai diferensial, relai daya dan relai jarak. 3

TRAFO ARUS

 Perbedaan mendasar trafo arus pengukuran dan proteksi adalah pada titik saturasinya seperti pada kurva saturasi dibawah (Gambar 1-4).

Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi

–

Trafo arus untuk pengukuran dirancang supaya lebih cepat jenuh dibandingkan trafo arus proteksi sehingga konstruksinya mempunyai luas penampang inti yang lebih kecil (Gambar 1-5).

Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus

1.3

Jenis Trafo Arus

Jenis trafo arus menurut tipe kontruksi dan pasangannya 

Tipe Konstruksi  Tipe cincin (ring/window type)  Tipe cor-coran cast resin (mounded cast resin type)  Tipe tangki minyak (oil tank type)  Tipe trafo arus bushing



Tipe Pasangan.  Pasangan dalam (indoor) 4

TRAFO ARUS

 Pasangan luar (outdoor) Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi belitan primer: o

Sisi primer batang (bar primary)

Gambar 1-6 Bar Primary

o

Sisi tipe lilitan (wound primary)

Gambar 1-7 Wound Primary

5

TRAFO ARUS

Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi jenis inti 

Trafo arus dengan inti besi Trafo arus dengan inti besi adalah trafo arus yang umum digunakan pada arus yang kecil (jauh dibawah nilai nominal) terdapat kecenderungan kesalahan dan pada arus yang besar (beberapa kali nilai nominal) trafo arus akan mengalami saturasi.



Trafo arus tanpa inti besi Trafo arus tanpa inti besi tidak memiliki saturasi dan rugi histerisis, transformasi dari besaran primer ke besaran sekunder adalah linier di seluruh jangkauan pengukuran, contohnya adalah koil rogowski (coil rogowski)

Jenis trafo arus berdasarkan jenis isolasi Berdasarkan jenis isolasinya, trafo arus terdiri dari: o

Trafo arus kering Trafo arus kering biasanya digunakan pada tegangan rendah, umumnya digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor).

o

Trafo arus cast resin Trafo arus ini biasanya digunakan pada tegangan menengah, umumnya digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor), misalnya trafo arus tipe cincin yang digunakan pada kubikel penyulang 20 kV.

o

Trafo arus isolasi minyak Trafo arus isolasi minyak banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan pada pengukuran arus penghantar tegangan 70 kV dan 150 kV.

o

Trafo arus isolasi SF6/compound Trafo arus ini banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe top-core.

6

TRAFO ARUS

Jenis trafo arus berdasarkan pemasangan Berdasarkan lokasi pemasangannya, trafo arus dibagi menjadi dua kelompok, yaitu: o

Trafo arus pemasangan luar ruangan (outdoor) Trafo arus pemasangan luar ruangan memiliki konstruksi fisik yang kokoh, isolasi yang baik, biasanya menggunakan isolasi minyak untuk rangkaian elektrik internal dan bahan keramik/porcelain untuk isolator ekternal.

Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan

o

Trafo arus pemasangan dalam ruangan (indoor) Trafo arus pemasangan dalam ruangan biasanya memiliki ukuran yang lebih kecil dari pada trafo arus pemasangan luar ruangan, menggunakan isolator dari bahan resin.

Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan

Jenis Trafo arus berdasarkan jumlah inti pada sekunder –

Trafo arus dengan inti tunggal Contoh: 150 – 300 / 5 A, 200 – 400 / 5 A, atau 300 – 600 / 1 A.

–

Trafo arus dengan inti banyak

7

TRAFO ARUS

Trafo arus dengan inti banyak dirancang untuk berbagai keperluan yang mempunyai sifat pengunaan yang berbeda dan untuk menghemat tempat. Contoh: Trafo arus 2 (dua) inti 150 – 300 / 5 – 5 A (Gambar 1-10). Penandaan primer: P1-P2 Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran) Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih)

Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti

Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A (Gambar 1-11). Penandaan primer: P1-P2 Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran) Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih) Penandaan sekunder inti ke-3: 3S1-3S2 (untuk relai jarak) Penandaan sekunder inti ke-4: 4S1-4S2 (untuk proteksi rel) Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A

Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti

8

TRAFO ARUS

Jenis trafo arus berdasarkan pengenal Trafo arus memiliki dua pengenal, yaitu pengenal primer dan sekunder. Pengenal primer yang biasanya dipakai adalah 150, 200, 300, 400, 600, 800, 900, 1000, 1200, 1600, 1800, 2000, 2500, 3000 dan 3600. Pengenal sekunder yang biasa dipakai adalah 1 dan 5 A. Berdasarkan pengenalnya, trafo arus dapat dibagi menjadi: –

Trafo arus dengan dua pengenal primer o Primer seri Contoh: CT 800 – 1600 / 1 A Untuk hubungan primer seri, maka didapat rasio CT 800 / 1 A, lihat Gambar 1-12 berikut:

Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A

o Primer paralel Contoh: CT dengan rasio 800 – 1600 / 1 A Untuk hubungan primer paralel, maka didapat rasio CT 1600 A lihat Gambar 1-13 berikut:

Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A

9

TRAFO ARUS

–

Trafo arus multi rasio/sekunder tap Trafo arus multi rasio memiliki rasio tap yang merupakan kelipatan dari tap yang terkecil, umumnya trafo arus memiliki dua rasio tap, namun ada juga yang memiliki lebih dari dua tap (lihat Gambar 1-14 dan 1-15) Contoh: – Trafo arus dengan dua tap: 300 – 600 / 5 A Pada Gambar I-14., S1-S2 = 300 / 5 A, S1-S3 = 600 / 5 A. – Trafo arus dengan tiga tap: 150 – 300 – 600 / 5 A Pada Gambar I-15., S1-S2 = 150 / 5 A, S1-S3 = 300 / 5 A, S1-S4 = 600 / 5 A.

Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap

Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap

1.4

Komponen Trafo Arus 

Tipe cincin (ring/window type) dan Tipe cor-coran cast resin (mounded cast resin type)

10

TRAFO ARUS

Gambar 1-16 CT Tipe Cincin

Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin

Keterangan Gambar: 1. Terminal utama (primary terminal) 2. Terminal sekunder (secondary terminal) 3. Kumparan sekunder (secondary winding) CT tipe cincin dan cor-coran cast resin biasanya digunakan pada kubikel penyulang (tegangan 20 kV dan pemasangan indoor). Jenis isolasi pada CT cincin adalah Cast Resin.

11

TRAFO ARUS



Tipe Tangki

Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki

Komponen Trafo arus tipe tangki 1.

Bagian atas Trafo arus (transformator head)

2.

Peredam perlawanan pemuaian minyak (oil resistant expansion bellows)

3.

Terminal utama (primary terminal)

4.

Penjepit (clamps)

5.

Inti kumparan dengan belitan berisolasi utama (core and coil assembly with primary winding and main insulation)

6.

Inti dengan kumparan sekunder (core with secondary windings)

7.

Tangki (tank)

8.

Tempat terminal (terminal box)

9.

Plat untuk pentanahan (earthing plate)

Jenis isolasi pada trafo arus tipe tangki adalah minyak. Trafo arus isolasi minyak banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan pada pengukuran arus penghantar tegangan 70 kV, 150 kV dan 500 kV.

1.5

Pengenal (Rating) Trafo Arus

Umumnya sebagian data teknis trafo arus dituliskan pada nameplate, seperti data rated burden, rated current, instantaneous rated current dan yang lainnya seperti ditunjukan pada Gambar 1-19. 12

TRAFO ARUS

Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki

Keterangan Gambar: A = Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) B = Pengenal Beban (Rated Burden) C = Ketelitian/Akurasi Trafo Arus D = Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) E = Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)

1.5.1

Pengenal Beban (Rated Burden)

Pengenal beban adalah pengenal dari beban trafo arus dimana akurasi trafo arus masih bisa dicapai dan dinyatakan dalam satuan VA. Umumnya bernilai 2.5, 5, 7.5, 10, 15, 20, 30 dan 40 VA.

1.5.2

Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current)

Pengenal arus kontinyu adalah arus primer maksimum yang diperbolehkan mengalir secara terus-menerus (arus nominal). Umumnya dinyatakan pada pengenal trafo arus, contoh: 300/5 A.

1.5.3

Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current)

Pengenal arus sesaat atau sering disebut short time rated current adalah arus primer maksimum (dinyatakan dalam nilai rms) yang diperbolehkan mengalir dalam waktu tertentu dengan sekunder trafo arus terhubung singkat sesuai dengan tanda pengenal trafo arus (nameplate), contoh: Ith = 31.5 kA/1 s. 13

TRAFO ARUS

1.5.4

Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)

Pengenal arus dinamik adalah perbandingan

I peak I rated

, dimana Ipeak adalah arus puncak

primer maksimum trafo arus yang diijinkan tanpa menimbulkan kerusakan dan Irated adalah arus nominal primer trafo arus, contoh: Idyn = 40 kA.

1.6

Kesalahan Trafo Arus

Pada trafo arus dikenal 2 jenis kesalahan, yaitu:

1.6.1

Kesalahan Perbandingan/Rasio

Kesalahan perbandingan/rasio trafo arus berdasarkan IEC–60044-1 Edisi 1.2 tahun 2003 adalah kesalahan besaran arus karena perbedaan rasio pengenal trafo arus dengan rasio sebenarnya dinyatakan dalam:

 dimana

1.6.2

Kn  IS  IP 100 % , IP



= kesalahan rasio trafo arus (%)

Kn

= pengenal rasio trafo arus

IP

= arus primer aktual trafo arus (A) dan

IS

= arus sekunder aktual trafo arus (A)

Kesalahan Sudut Fasa

Kesalahan sudut fasa adalah kesalahan akibat pergeseran fasa antara arus sisi primer dengan arus sisi sekunder. Kesalahan sudut fasa akan memberikan pengaruh pada pengukuran berhubungan dengan besaran arus dan tegangan, misalnya pada pengukuran daya aktif maupun daya reaktif, pengukuran energi dan relai arah. Pemeriksaan ini umumnya dilakukan pada saat komisioning atau saat investigasi. Batasan maksimum nilai kesalahan sudat fasa berdasarkan persentase pembebanan dan kelas CT metering dapat dilihat pada Tabel 1 dan Tabel 2, sedangkan untuk kelas CT proteksi dapat dilihat pada Tabel 3. Kesalahan sudut fasa dibagi menjadi dua nilai, yaitu: 

Bernilai positif (+) jika sudut fasa IS mendahului IP



Bernilai negatif (–) jika sudut fasa IS tertinggal IP

14

TRAFO ARUS

Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus

1.7

Kesalahan Komposit (Composite Error)

Kesalahan komposit (%) berdasarkan IEC–60044-1 Edisi 1.2 tahun 2003 merupakan nilai rms dari kesalahan trafo arus yang ditunjukkan oleh persamaan berikut: T

dimana

1.8

EC 

100 1 2    K T  iS  iP  dt IP T 0

EC

= kesalahan komposit (%)

IP

= arus primer (A)

T

= periode (detik)

KT

= pengenal rasio trafo arus

iS

= arus sesaat sekunder (A) dan

iP

= arus sesaat primer (A)

Ketelitian/Akurasi Trafo Arus

Ketelitian trafo arus dinyatakan dalam tingkat kesalahannya. Semakin kecil kesalahan sebuah trafo arus, semakin tinggi tingkat ketelitian/akurasinya.

1.8.1

Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current)

Batas ketelitian arus primer adalah batasan kesalahan arus primer minimum dimana kesalahan komposit dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada saat sekunder dibebani arus pengenalnya.

1.8.2

Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF)

Faktor batas ketelitian disebut juga faktor kejenuhan inti adalah batasan perbandingan nilai arus primer minimum terhadap arus primer pengenal dimana kesalahan komposit

15

TRAFO ARUS

dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada sekunder yang dibebani arus pengenalnya. ALF merupakan perbandingan dari

I primer I rated

Contoh: CT 5P20 dengan rasio 300 / 1 A, artinya Accuracy Limit Factor (ALF) = 20, maka batas ketelitian trafo arus tersebut adalah ≤ 5% pada nilai 20 x Arus pengenal primer atau ≤ 5% * 300 A pada pengukuran arus primer 20 * 300 A, atau ≤15 A pada pengukuran arus primer 6000 A

1.9

Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering

Trafo arus metering memiliki ketelitian tinggi untuk daerah pengukuran sampai 1,2 kali nominalnya. Daerah kerja trafo arus metering antara: 0.1 – 1.2 x IN trafo arus. Kelas ketelitian trafo arus metering dinyatakan dalam prosentase kesalahan rasio pengukuran baik untuk arus maupun pergeseran sudut fasa, seperti pada Tabel 1 dan 2 di bawah. Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering +/- % Kesalahan Rasio Arus pada % dari Arus Pengenal

Kelas Ketelitian 5

+/- Pergeseran Fase pada % dari Arus Pengenal Menit (1/60 derajat)

20

100

120

5

20

100

120

0,1

0,4

0,2

0,1

0,1

15

8

5

5

0,2

0,75

0,35

0,2

0,2

30

15

10

10

0,5

1,5

0,75

0,5

0,5

90

45

30

30

1,0

3,0

1,5

1,0

1,0

180

90

60

60

Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering +/- % Kesalahan Rasio Arus pada % dari Arus Pengenal

Kelas Ketelitian


1

5

20

100

120

1

5

20

100

120

0,2S

0,75

0,35

0,2

0,2

0,2

30

15

10

10

10

0,5S

1,5

0,75

0,5

0,5

0,5

90

45

30

30

30

16

TRAFO ARUS

Contoh pembacaan kedua tabel di atas adalah sebagai berikut: Trafo arus dengan spesifikasi sebagai berikut; ratio 300/5 A, klas 0,2 dan dibebani sebesar 60 Amp (20% In), maka kesalahan maksimum ratio arus yang diijinkan adalah ± 0,35% dan pergeseran maksimum fasa sebesar ± 15/60 derajat atau 0,25 derajat.

Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian

1.10

Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi

1.10.1 Kelas P CT yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yang ditentukan dalam keadaan steady state arus primer simetris. Kelas ketelitian trafo arus proteksi dinyatakan dalam pengenal sebagai berikut: 15 VA, 10P20. 15 VA

= Pengenal beban (burden) trafo arus, sebesar 15 VA

10 P

= Kelas proteksi, kesalahan komposit 10% pada pengenal batas akurasi

20

= Accuracy Limit Factor, batas ketelitian trafo arus s.d. 20 kali arus pengenal

Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi

Kelas Ketelitian

Pada Arus Pengenal Kesalahan Rasio (%)

Kesalahan Sudut (menit)

5P

±1

10P

±3

± 60 -

17

Kesalahan Komposit pada batas ketelitian Arus Primer Pengenal (%)

5 10

TRAFO ARUS

1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ Trafo arus yang mempunyai sirkit tanpa ataupun dengan celah udara serta mempunyai tipikal konstanta waktu sekunder, dikelompokkan sebagai berikut:

1.10.2.1

Kelas PX

Trafo arus yang harus memiliki kebocoran reaktansi rendah dan informasi khusus seperti ratio, tegangan knee point, arus eksitasi maksimum dan secondary circuit resistance (Rct).

1.10.2.2

Kelas PR

Trafo arus yang sama dengan kelas P tetapi mempunyai remanensi rendah.

1.10.2.3

Kelas TPS

Trafo arus yang mempunyai kebocoran fluksi rendah dimana unjuk kerjanya ditentukan oleh kurva magnetisasi (V knee), arus magnetisasi, serta tahanan belitan sekunder. Tidak ada batasan untuk remanensi fluksi. Trafo arus TPS adalah trafo arus tanpa celah udara sehingga kebocoran fluksi yang kecil. Tipe ini juga bersesuaian dengan Trafo Arus kelas X menurut British Standart 3938 tahun 1973 yang direkomendasikan untuk relai Differential.

1.10.2.4

Kelas TPX (non gapped core)

Trafo arus yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yang ditentukan selama siklus kerja transien dan tidak ada batasan untuk remanensi fluksi. Trafo arus TPX adalah trafo arus tanpa celah udara dengan konstanta waktu lebih lama dari 5 detik, umumnya 5 s.d. 20 detik. Trafo arus jenis ini mempunyai ketelitian tinggi, arus magnetisasi yang sangat rendah, presisi pada transformasi komponen AC dan DC. – Cocok untuk semua jenis proteksi – Faktor remenensi KR  0.8 – Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal – Dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPY – Pengguna (user) harus menyertakan nilai minimum dari Vknee dan nilai rms maksimum dari arus eksitasi – Trafo arus jenis TPX ini pada umumnya digunakan pada sistem tegangan tinggi/tegangan ekstra tinggi untuk proteksi: Busbar, CCP, dan REF

18

TRAFO ARUS

1.10.2.5

Kelas TPY (anti remanence gapped core)

Trafo arus yang memiliki batas ketelitian berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaat selama siklus kerja transien. Remanensi fluksi tidak melebihi 10% dari nilai kejenuhan (saturasi). Trafo arus TPY adalah trafo arus yang memiliki celah udara kecil (pada inti) dengan konstanta waktu 0.2 s.d. 5 detik. Trafo arus jenis ini hampir sama dengan trafo arus jenis TPX namun transformasi komponen DC tidak seteliti trafo arus TPX. – Kesalahan transien lebih besar pada konstanta waktu yang kecil – Faktor remenensi KR < 0.1 – Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal – Cocok untuk semua jenis proteksi – Toleransi konstanta waktu sekunder  20 % jika Ts < 2 detik dan CT digunakan untuk proteksi penghantar (LP) tegangan ekstra tinggi

1.10.2.6

Kelas TPZ (linear core)

Trafo arus yang memiliki batas ketelitian yang ditentukan berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaat komponen bolak balik selama energisasi yang tunggal dengan nilai dc offset yang maksimum pada konstanta waktu rangkaian sekunder tertutup. Trafo arus TPZ adalah trafo arus yang memiliki celah udara besar (pada inti) dengan konstanta waktu 60 milidetik ±10%. Arus magnetisasi 53% dari arus sekunder pada keadaan tunak (steady state). – Faktor remenensi KR  0 – Ukuran core 1/3 dari tipe TPX dan TPY untuk keperluan yang sama, – Hanya dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPZ saja. 600 500 400 i03b

n , m 300 200 100 0

0.001 0.501 1.001 1.501 2.001 2.501 3.001 3.501 4.001 t

4.5

5

5.5

6

6.5

7

m

Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat

19

7.5

8

TRAFO ARUS

1.11

Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti

Diketahui arus hubung singkat maksimum IF max = 7266 A, rasio CT 1000 /5 A dan kelas 10P20, burden 7.5 VA. CT tersebut dihubungkan pada rangkaian relai proteksi dengan nilai tahanan internal RCT = 0.26 , Rrelai = 0.02 , Rkawat = 0.15  Perhitungan untuk relai arus lebih: 

tegangan pada sisi sekunder CT adalah:

VS  I F  RCT  Rrelai  Rkawat  Volt VS  7226 

5  0.26  0.02  0.15 Volt 1000

VS  15.54 Volt 

tegangan knee (V knee) CT adalah:

 VA  Vk    RCT  I n   ALF  In  Volt

 7.5  Vk    0.26  5   20 Volt  5  Vk  56 Volt *

1.12

Vk >VS –– dengan demikian CT masih memenuhi kebutuhan

Failure Mode and Effect Analysis (FMEA)

FMEA merupakan suatu metode untuk menganalisa penyebab kegagalan pada suatu peralatan. Pada buku pedoman pemeliharaan ini, FMEA menjadi dasar utama yang digunakan untuk menentukan komponen yang akan diperiksa dan dipelihara. Proses pembuatan FMEA dapat dilakukan dengan cara sebagai berikut: a)

Mendefinisikan sistem (peralatan) dan fungsinya. Didefenisikan sebagai kumpulan komponen yang secara bersama-sama bekerja membentuk satu fungsi atau lebih.

b)

Menentukan sub sistem dan fungsi tiap subsistem

20

TRAFO ARUS

Didefenisikan sebagai peralatan dan/atau komponen yang bersama-sama membentuk satu fungsi. Dari fungsinya subsistem berupa unit yang berdiri sendiri dalam suatu sistem. c)

Menentukan functional failure tiap subsistem Didefenisikan sebagai ketidakmampuan suatu asset untuk dapat bekerja sesuai fungsinya sesuai standar unjuk kerja yang dapat diterima pemakai.

d)

Menentukan failure mode tiap subsistem Didefenisikan sebagai setiap kejadian yang mengakibatkan functional failure.

FMEA CT yang telah disusun terdiri dari sub sistem, penjabaran fungsi tiap sub sistem, functional failure tiap sub sistem dan failure mode. FMEA lengkap untuk CT dapat dilihat pada Lampiran-2.

2

PEDOMAN PEMELIHARAAN

2.1

Konsep Asesmen

Secara umum kondisi CT ditentukan oleh kondisi dari setiap subsistemnya. Informasi tentang setiap subsistem diperoleh melalui Inspeksi Level 1, Inspeksi Level 2 dan Inspeksi Level 3. Kontribusi dari masing-masing faktor penentu ditentukan oleh hasil FMECA. Konsep umum asesmen ini diperlihatkan di gambar berikut:

Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus

21

TRAFO ARUS

Keterangan Gambar: FMECA = Failure Mode Effect and Criticality Analysis CCU

= current carrying unit (komponen utamanya kumparan primer dan kumparan sekunder)

2.2

WF1

= weighting factor masing-masing inspeksi untuk sub sistem tertentu

WF2

= weighting factor masing-masing sub sistem

DL1

= diagnosa level 1

In Service Inspection

In Service Inspection adalah kegiatan pengamatan visual pada bagian-bagian peralatan terhadap adanya anomali yang berpotensi menurunkan unjuk kerja peralatan atau merusak sebagian/keseluruhan peralatan.

2.2.1

Dielectric

Dalam hal ini dilakukan pemeriksaan dalam keadaan beroperasi dengan cara melihat visual kecukupan dari media Dielectric CT melalui: A. Memeriksa level ketinggian minyak CT pada gelas penduga B. Memeriksa tekanan gas N2 melalui manometer yang terpasang di CT (indikator berupa angka) C. Memeriksa tekanan gas SF6 melalui manometer yang terpasang di CT (indicator berupa angka) D. Rembesan/kebocoran minyak CT E. Isolator porcelain F.

2.2.2

Dilakukan pemeriksaan isolator porcelain secara visual. Beberapa hal yang diamatai pada bagian isolator porselin adalah keretakan, flek, pecah dan kelainan lainnya.

Grounding (Pentanahan) Trafo Arus

Inspeksi pentanahan trafo arus yang dilakukan adalah memastikan bahwa kawat pentanahan masih terpasang dan memastikan kawat pentanahan yang terpasang tidak longgar atau rusak.

22

TRAFO ARUS

2.3

In Service Measurement

In Service Measurement adalah kegiatan pengukuran/pengujian yang dilakukan pada saat peralatan sedang dalam keadaan bertegangan/beroperasi.

2.3.1

Thermovision

Thermovision merupakan aktifitas pengukuran yang dilakukan untuk mengetahui temperatur suatu objek yang sedang diamati. Alat yang umumnya digunakan mampu menampilkan gambar suatu objek berdasarkan pencitraan temperaturnya. Tinggi rendahnya temperatur berdasarkan warna hasil pencitraan. Pada praktek dilapangan, aktifitas ini sangat membantu untuk mengamati bagian peralatan yang bertemperatur tinggi akibat losses atau rugi-rugi. Semakin tinggi rugi-rugi, maka semakin tinggi pula temperatur yang akan dihasilkan. Pengamatan thermovisi pada CT dilakukan pada: 

Konduktor dan klem CT, dalam hal ini termasuk juga CT 20 kV yang terpasang di sel 20 kV. Hal ini bertujuan untuk mengetahui perbedaan suhu antara konduktor dan klem CT. Pada beberapa kasus, thermovisi tidak dapat dilakukan untuk memonitor CT 20 kV karena design kubikel, maka monitoring temperatur dapat dilakukan dengan menggunakan thermostrip. Monitoring ini dilakukan bulanan.



Isolator dan housing CT. Hal ini bertujuan untuk mengetahui adanya kelainan/hotspot di dalam CT. Monitoring ini dilakukan bulanan.

Pada kondisi khusus thermovisi juga harus dilakukan pada instalasi yang baru beroperasi, sebelum dan pasca dilakukan perbaikan/pemeliharaan, adanya pengalihan beban akibat aktifitas pemeliharaan atau gangguan dan pada trafo arus yang berdasarkan hasil pengujian sudah mengalami pemburukan.

2.4

Shutdown Testing/Measurement

Shutdown testing/measurement adalah pekerjaan pengujian yang dilakukan pada saat peralatan dalam keadaan padam. Pekerjaan ini dilakukan pada saat pemeliharaan rutin maupun pada saat investigasi ketidaknormalan.

2.4.1

Tahanan Isolasi

Pengujian tahanan isolasi berfungsi untuk mengetahui kualitas tahanan isolasi pada trafo arus baik antar belitan maupun antara belitan dan ground. Pengujian ini dilakukan dengan cara memberikan tegangan DC kepada media isolasi yang akan diukur tahanannya yaitu sebesar 5 kV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder. Dengan mengukur arus bocor yang melewati media isolasi, maka akan didapatkan nilai tahanan isolasi dalam satuan mega ohm. Alat yang digunakan untuk pengujian tahanan isolasi adalah Mega Ohm meter, seperti dapat dilihat pada Gambar 2-2.

23

TRAFO ARUS

Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter

Untuk mendapatkan hasil pengujian yang akurat, pencatatan hasil pengukuran dilakukan setelah 60 detik dan tidak perlu dilakukan perhitungan IP. Ilustrasi pengujian tahanan isolasi CT dapat dilihat pada Gambar 2-3.

Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT

2.4.2

Tan Delta

Secara umum, pengujian ini dilakukan untuk mengetahui nilai faktor dissipasi material isolasi. Penurunan kualitas isolasi akan menyebabkan nilai tangen delta semakin tinggi. Selain nilai tangen delta, nilai kapasitansi juga terukur. Peningkatan nilai dari kapasitansi mengindikasikan kerusakan pada isolasi kertas. Kasus yang umum terjadi adalah hubung singkat antar lapisan kapasitor yang ditandai dengan meningkatnya nilai kapasitansi. Di bawah merupakan gambar rangakaian ekivalen dari sebuah isolasi dan diagram phasor arus kapasitansi dan arus resistif dari sebuah isolasi. Besarnya sudut  dipengaruhi oleh besarnya IC dan IR. Nilai tangen delta diperoleh dari ratio antara IR dan IC. Pada isolasi yang sempurna, sudut  akan mendekati nol. Membesarnya sudut  mengindikasikan meningkatnya arus resistif yang melewati isolasi yang berarti kontaminasi. Semakin besar sudut semakin buruk kondisi isolasi.

24

TRAFO ARUS

Pengujian tangen delta dapat dilakukan dengan beberapa variasi yaitu pengukuran tangen delta pada level tegangan yang berbeda atau dilakukan pada frekuensi yang berbeda. Pengukuran tangen delta dengan variasi tegangan lebih mudah dilakukan, terlebih tidak diperlukan peralatan lain. Untuk keseragaman, sebaiknya variasi tegangan yang dipilih adalah 2kV, 4kV, 6kV, 8kV dan 10kV. Kedua variasi ini dilakukan sebagai tindak lanjut awal jika ditemukan nilai tangen delta yang mendekati 1%.

Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta

Pengukuran tan delta pada CT dilakukan dengan menginjeksikan tegangan 10 kV pada sisi primer yang di hubung singkat. A. CT tanpa test tap

Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap

25

TRAFO ARUS

Mode GST-G

Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap

Pengujian dengan mode GST-Ground pada CT tanpa test tap bertujuan untuk mengetahui nilai tan delta overall (secara umum). Pengujian ini dapat dilakukan tanpa melepas rangkaian sekunder. Tegangan uji yang digunakan adalah 10 kV.

B. CT dengan Test Tap

Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap

26

TRAFO ARUS

Mode GST-G

Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap

Mode UST

Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap

27

TRAFO ARUS

Mode GST - Guard

Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap

Pengujian Tan delta pada CT yang memiliki test tap dilakukan tiga kali pengujian yaitu GST-G, UST dan GST-Guard.

2.4.3



GST-G, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta dan kapasitansi secara umum (overall) dengan menggunakan tegangan uji 10 Kv



UST, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C1 dengan menggunakan tegangan uji 10 kV



GST-guard, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C2 dengan menggunakan menggunakan tegangan uji maksimal 500 V.

Pengukuran Kualitas Isolasi SF6

Selain media minyak atau isolasi kertas, SF6 juga digunakan sebagai media isolasi pada CT. Untuk mengetahui kondisi isolasi, perlu dilakukan pengujian kualitas isolasi SF6 yang terdiri dari pengujian tingkat kemurnian gas (purity), kelembaban gas (dew point atau moisture content) dan decomposition product. Pengujian kualitas gas pada CT belum umum untuk dilakukan di PLN. Untuk mengetahui langkah yang paling optimum untuk dilakukan pada CT berisolasi untuk sementara ini belum dapat dijelaskan. Mengingat bahwa volum gas yang terdapat pada CT tidak banyak. Namun untuk mengetahui kondisi awal, perlu dilakukan pengujian kualitas gas.

2.4.4

Pengujian Kualitas Minyak isolasi

Berdasarkan standard IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and maintenance guide” , Trafo arus (CT) masuk dalam kategori D (instrument/protection transformer >170 kV) dan kategori E (instrument/protection transformer ≤ 170 kV). Pengujian Kualitas minyak pada trafo instrument hanya dapat 28

TRAFO ARUS

dilakukan pada trafo instrument jenis nonhermetically sealed. Pengujian kualitas isolasi dilakukan pada kondisi khusus, misalnya tujuan investigasi atau jika deperlukan yaitu jika ditemukan anomali pada CT. Pengambilan sample dilakukan dengan berkonsultasi terlebih dahulu dengan manufacturer atau mengacu pada manual instruction daripabrikan masing-masing CT. Pengujian kualitas minyak isolasi CT sesuai standard IEC 60422 meliputi: A. Pengujian Break Down Voltage (BDV) Pengujian tegangan tembus dilakukan untuk mengetahui kemampuan minyak isolasi dalam menahan stress tegangan. Pengujian ini dapat menjadi indikasi keberadaan kontaminan seperti kadar air dan partikel. Rendahnya nilai tegangan tembus dapat mengindikasikan keberadaan salah satu kontaminan tersebut, dan tingginya tegangan tembus belum tentu juga mengindikasikan bebasnya minyak dari semua jenis kontaminan. B. Pengujian Water Content Pengujian kadar air untuk mengetahui seberapa besar kadar air yang terlarut/terkandung di minyak. Menurut standar IEC 60422 perlu dilakukan koreksi hasil pengujian kadar air terhadap suhu 20 oC yaitu dengan mengalikan hasil pengujian dengan faktor koreksi f. Dimana :

f  2,24e 0,04ts Ket: f= faktor koreksi ts = Suhu minyak pada waktu diambil (sampling) C. Pengujian Acidity Minyak yang rusak akibat teroksidasi akan menghasilkan senyawa asam yang akan menurunkan kualitas isolasi kertas pada trafo arus. Asam ini juga dapat menjadi penyebab proses korosi pada tembaga dan bagian trafo yang terbuat dari bahan metal. D. Pengujian Dielectric Disspation Factor Pengujian ini bertujuan mengukur arus bocor melalui minyak isolasi, yang secara tidak langsung mengukur seberapa besar pengotoran atau pemburukan yang terjadi. E. Pengujian Interfacial Tension Pengujian IFT antara minyak dengan air dimaksudkan untuk mengetahui keberadaan polar contaminant yang larut dan hasil proses pemburukan. 29

TRAFO ARUS

Karakteristik dari IFT akan mengalami penurunan nilai yang sangat drastis seiring tingginya tingkat penuaan pada minyak isolasi. IFT juga dapat mengindikasi masalah pada minyak isolasi terhadap material isolasi lainnya. F. Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA) Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA) adalah merupakan suatu tool diagnosa untuk mendeteksi dan mengevaluasi gangguan pada peralatan tenaga listrik dengan cara mengukur beberapa kandungan gas di dalam minyak isolasi meliputi gas: Nitrogen (N2), Oxygen (O2), Hydrogen (H2), Carbon monoxide (CO), Carbon dioxide (CO2), Methane (CH4), Ethane (C2H6), Ethylene (C2H4) dan Acetylene (C2H2). Mengacu pada standard IEC 60599 “Mineral oilimpragnated electrical equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis” , kelainan dalam peralatan trafo instrument dapat dideteksi dengan menggunakan DGA. Dalam pelaksanaannya, pengujian ini dilakukan pada kondisi khusus, misalnya untuk tujuan investigasi, yaitu jika ditemukan kelainan atau anomali pada CT.

2.4.5

Tahanan Pentahanan

Pengukuran besarnya tahanan pentanahan menggunakan alat uji tahanan pentanahan. Nilai tahanan pentanahan mempengaruhi keamanan personil terhadap bahaya tegangan sentuh.

2.4.6

Ratio

Pengukuran ratio bertujuan untuk membandingkan nilai ratio hasil pengukuran dengan nilai pada nameplate.

Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan

Pada sisi sekunder diinjeksikan tegangan yang sesuai, dibawah tegangan saturasi (knee voltage) dan pada sisi primer diukur tegangan menggunakan voltmeter skala rendah dengan impedansi tinggi (20 000 Ω/V atau lebih). Ratio belitan mendekati sama dengan ratio tegangan yaitu membandingkan tegangan di sisi primer dengan tegangan disisi sekunder.

30

TRAFO ARUS

Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus

Pengujian ini menggunakan alat uji injeksi arus (high current test injection), dilakukan dengan mengatur catu daya pada alat uji sesuai dengan nilai yang diinginkan serta mencatat arus pada sisi sekunder kedua CT. rasio dari CT adalah sama dengan rasio dari CT referensi yang dikalikan rasio antara arus sisi sekunder CT referensi dengan arus sisi sekunder CT yang diuji, seperti persamaan:

2.4.7

NT

: Rasio CT yang diuji

NR

: Rasio CT referensi

IR

: Arus CT referensi

IT

: Arus CT yang diuji (~ nominal)

Pengujian Eksitasi atau Vknee

Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui karakteristik eksitasi dari trafo arus. Karakteristik eksitasi adalah suatu grafik yang menggambarkan hubungan antara arus eksitasi dan tegangan rms yang diterapkan pada sisi sekunder CT dalam kondisi sisi primer open circuit. Dalam kurva karakteristik eksitasi dapat diketahui tegangan knee dari suatu CT maka dapat dipastikan bahwa CT tidak mengalami kejenuhan saat arus primer sama dengan arus hubung singkat tertinggi.

Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi

31

TRAFO ARUS

Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi

2.5

Shutdown Treatment

Shutdown Treatment adalah pekerjaan untuk memperbaiki anomali yang ditemukan pada saat In Service Inspection/ measurement atau menindaklanjuti Shutdown Testing/ Measurement Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada CT

No

Peralatan yg Dipelihara

Cara Pemeliharaan Bersihkan Box Terminal

1

Standar Hasil Bersih

Box Terminal Periksa gasket / karet tutup Rapat & Tidak Box Terminal Bocor Periksa gland kabel entry

Rapat

Buka tutup Box Terminal & Bersih

32

TRAFO ARUS

No

Peralatan yg Dipelihara

Cara Pemeliharaan

Standar Hasil

bersihkan bagian dalam.

2

Bersihkan terminal & kabel Bersih Baut-baut Terminal Utama konektor dan Pentanahan serta baut wiring dalam Box Pengencangan baut-baut Terminal Kencang terminal

3

Limit Switch Indikator dan Uji fungsi Alarm low presure SF6

4

Bersihkan Isolator Isolator dan housing CT housing CT serta serta kaca penduga penduga

Trip dan Indikasi dan kaca Bersih

3

EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI

3.1

In Service Inspection Tabel 3-1 Evaluasi dan Rekomendasi In Service Inspection CT

No

Item Inspeksi Level minyak

Hasil Inspeksi

Rekomendasi - Pastikan kondisi indikator ketinggian minyak normal/tidak normal - Periksa apakah ada kebocoran minyak

Minimum

1.

- Lakukan langkah seperti pada item 3 tabel ini - Pastikan kondisi indikator ketinggian minyak normal/tidak normal - Pastikan bahwa tidak ada kontaminasi air dari luar - Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan

Maksimum

33

TRAFO ARUS

No

Item Inspeksi

Hasil Inspeksi

Rekomendasi penggantian seal dan penggantian minyak sesuai manual instrcuction/hubungi manufacturer

Level tekanan gas

- Pastikan kondisi indikator manometer normal/tidak normal

Minimum

2.

- Periksa apakah ada kebocoran gas - Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan penggantian seal dan penambahan gas sesuai manual instruction/hubungi manufacturer - Pastikan kondisi indikator manometer normal/tidak normal

Maksimum

Kebocoran minyak

- Periksa sumber kebocoran minyak - Lakukan pengujian kualitas minyak untuk memastikan kondisi minyak isolasi (khusus untuk jenis non hermatically sealed) - Jika hasil pengujian minyak isolasi dalam kondisi poor, maka lakukan langkah seperti pada sub bab 3.3.3 (karakteristik minyak) - Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan penggantian seal dan penggantian minyak sesuai manual instrcuction/hubungi manufacturer

Rembes/Bocor

3.

4.

Kondisi fisik Flek/Retak/pecah isolator porcelain

Kotor 5.

Kondisi Housing

core Retak

Lakukan penggantian CT bila pecah tdk bisa ditoleransi. (retak melingkar) Lapisi dengan insulator varnish untuk kondisi isolator flek atau dengan gunakan ceramic sealer/ceramic rebound untuk kondisi pecah kecil Lakukan pembersihan Lakukan penggantian CT

34

TRAFO ARUS

No

Item Inspeksi

Rekomendasi

Hasil Inspeksi

Cat ulang/perbaiki 6.

Kondisi structure Korosi/Kendor/Beng penyangga kok

7.

Kondisi Grounding

- Sambungkan kembali kawat pentanahan sehingga pentanahan tersambung dengan mesh grounding GI - Kencangkan kembali kawat pentanahan sehingga pentanahan tersambung dengan mesh grounding GI - Sambungkan ganti kawat pentanahan sehingga pentanahan tersambung dengan mesh grounding GI

Lepas/kendor/ rantas

3.2


3.2.1

Thermovisi Klem dan Konduktor

Data tambahan yang diperlukan untuk evaluasi hasil thermovisi adalah: beban saat pengukuran dan beban tertinggi yang pernah dicapai (dalam Ampere). Selanjutnya dihitung selisih (∆T akhir) antara suhu konduktor dan klem dengan mengunakan rumus berikut:

(I max/I beban)2 x │∆T

awal

│

dimana: I max

:

Beban tertinggi yang pernah dicapai

I beban

:

Beban saat pengukuran

│∆T awal │

:

Selisih suhu konduktor dan klem CT

35

TRAFO ARUS

Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem

3.2.2

Rekomendasi

∆T akhir

No 1.

<10o

Kondisi normal, pengukuran dilakukan sesuai jadwal

berikutnya

2.

10o-25o

Perlu dilakukan pengukuran satu bulan lagi

3.

25o-40o

Perlu direncanakan perbaikan

4.

40o-70o

Perlu dilakukan perbaikan segera

5.

>70o

Kondisi darurat

Thermovisi Isolator dan Housing CT

Thermovisi yang pada isolator atau housing CT dilakukan dengan cara membandingkan temperatur yang diperoleh dari hasil thermografi CT phasa R,S dan T. Untuk memininalkan kesalahan dalam menentukan temperatur objek yang sedang diamati, thermovisi sebaiknya dilakukan bersamaan pada dua atau 3 objek dalam hal ini CT untuk 2 phasa atau 3 phasa sekaligus. Pelaksanaan pengukuran dilaksanakan minimal 1 bulan sekali untuk peralatan yang beroperasi pada tegangan  150 kV dan minimal 2 mingguan untuk peralatan yang beroperasi pada tegangan > 150 kV. Untuk kondisi tertentu, periode pengukuran dapat dilakukan sesuai kebutuhan. Berdasarkan InternationaI Electrical Testing Association (NETA) Maintenance Testing Specifications (NETA MTS-1997) interpretasi hasil thermovisi dapat dikategorikan sebagai berikut: Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT

No

∆T1

Rekomendasi

(perbedaan suhu antar fasa) 1.

1 oC – 3oC

Dimungkinkan ada investigasi lanjut

36

ketidaknormalan,

perlu

TRAFO ARUS

No

∆T1

Rekomendasi

(perbedaan suhu antar fasa) 2.

4 oC – 15oC

Mengindikasikan adanya dijadwalkan perbaikan

3.

>16oC

Ketidaknormalan Mayor, perlu perbaikan/penggantian segera

3.3

Shutdown Testing/ Measurement

3.3.1

Tahanan Isolasi

defesiensi,

perlu

dilakukan

Standar: VDE Batasan yang digunakan: 1MOhm per 1 kV (phasa-phasa) Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi

No

3.3.2

Hasil Uji

Keterangan

1.

> 1MOhm/1kV

Good

2.

< 1MOhm/1kV

Poor

Rekomendasi

-

Lakukan pengujian lebih lanjut

Tan Delta

Untuk membantu pelaksanaan evaluasi hasil pengujian, sebaiknya nilai tangen delta dan kapasitansi hasil pengujian di pabrik dicantumkan pada name plate. Namun jika tidak tersedia maka batasan hasil pengukuran nilai tangen delta pada CT dapat menggunakan referensi seperti pada tabel berikut.

37

TRAFO ARUS

Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta

No

Hasil Pengujian

1

CT 500, 275, 150 dan 70 kV

Keterangan

Rekomendasi

< 1%

Acceptable

Lakukan pengujian sesuai periode yang dijadwalkan

> 1%

Unacceptable

a.Lakukan pengujian sekali lagi untuk memastikan akurasi hasil uji atau mengacu ke manual book b.Lihat trend hasil pengujian/hasil uji periode sebelumnya atau mengacu pada hasil uji pabrikan. c. Bandingkan dengan hasil pengujian yang lain (tahanan isolasi), Jika mengindikasikan hal yang sama (poor) maka:

38



Lakukan pengujian kualitas minyak isolasi dan DGA (khusus untuk CT jenis non hermatically sealed) jika CT berusia > 10 th dan belum pernah dilakukan pengambilan sample minyak (atau hubungi manufacturer jika sebelumnya sudah pernah dilakukan pengambilan sample minyak)



Cek Kondisi Diaphragma bellows, jika terindikasi kemasukan air/udara maka laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungi manufacturer

TRAFO ARUS



Lakukan penggantian bila hasil perbaikan tetap menunjukkan > 1 %

d. Sesuai rekomendasi pabrik o

*) Hasil pengujian tan delta diatas sudah dikoreksi pada temperature 20 C

3.3.3

Kualitas Minyak Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak

No 1.

Hasil Pengujian

Keterangan

Rekomendasi

Breakdown Voltage: Kategori D (>170kV) >60 kV/2.5 mm

Good

Normal.

50-60 kV/2.5 mm

Fair

- Periksa apakah ada kebocoran CT dan perbaiki

<50 kV/2.5 mm

Poor

- Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungi manufacturer

Kategori E (≤ 170 kV)

2.

>50 kV/2.5 mm

Good

40-50 kV/2.5 mm

Fair

<40kV/2.5 mm

Poor

indikasi

s.d.a

Water Content

Koreksi ke suhu 20oC

Kategori D (>170kV)

39

TRAFO ARUS

<5ppm

Good

Normal

5-10ppm

Fair


>10ppm

Poor

indikasi



3.

<5ppm

Good

5-15ppm

Fair

>15ppm

Poor

s.d.a

Acidity Kategori D (>170kV) <0.1

Good

- Normal

0.1-0.15

Fair

>0.15

Poor

- Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungi manufacturer dan monitor - Bila acidity tetap tinggi laksanakan penggantian CT

Kategori E (≤ 170 kV) <0.1

Good

0.1-0.2

Fair

>0.2

Poor

s.d.a

40

TRAFO ARUS

4.

Dielectric Dissipation Factor Kategori D (>170kV) <0.01

Good

Normal.

0.01-0.03

Fair


>0.03

Poor

indikasi



5.

<0.1

Good

0.1-0.3

Fair

>0.3

Poor

s.d.a

Interfacial Tension (mN/m) Kategori D (>170kV) >28

Good

- Normal

22-28

Fair

<22

Poor


Kategori E (≤ 170 kV) 6.

Bukan merupakan pengujian rutin

Pengujian Sedimen dan Sludge

41

TRAFO ARUS

<0.02%

Good

- Normal

>0.02%

Poor


Perubahan <10%

Good

- Normal

Perubahan >10%

Poor


Pengujian Flash Point

7.

Standard yang digunakan: IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and maintenance guidance”. *) Khusus untuk CT jenis non hermatically sealed, setalah beroperasi 10 tahun atau jika diperlukan untuk keperluan investigasi

3.3.4

DGA

Standar yang digunakan IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis”. Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA

Jenis fault

C2H2/C2H4

CH4/H2

C2H4/C2H6

Rekomendasi

NS 1)

<0.1

<0.2

Investigasi lebih lanjut

PD

Partial Discharge

D1

Discharge of Low energy

>1

0.1-0.5

>1


D2

Discharge of High energy

0.6-2.5

0.1-1

>2


T1

Thermal Fault

<1


NS 1)

>1 (NS)

42

TRAFO ARUS

< 300oC T2

Thermal Fault o 300
<0.1

>1

1-4


T3

Thermal >700oC

<0.2

>1

>4


NS

3.3.5

1)

Fault

= not significant regardless of value.

Tahanan Pentanahan Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan

No

Hasil Pengujian

1.

< 1 Ohm

Good

Normal

2.

> 1 Ohm

Poor

Periksa kondisi konduktor Grounding dan sambungan.

3.3.6

Keterangan

Rekomendasi

Kualitas Gas SF6 Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6

No

Hasil Pengujian

Keterangan

1

Purity

a.

> 97 %

Good

b.

< 97 %

Poor

Rekomendasi

Normal -

2

Dew Point

43

Periksa kemungkinan adanya kebocoran gas Lakukan pengujian decomposition product/uji gas cromatograph Lakukan penggantian gas

TRAFO ARUS

No

Hasil Pengujian

Keterangan

a.

< -5 oC

Good

b.

> -5 oC

Poor

Rekomendasi Normal -

3.

Moisture Content

a

< 400 ppmv

Good

b

> 400 ppmv

Poor

Normal -

3

Decomposition Product

a.

< 2000 ppmv

Good

b.

> 2000 ppmv

Poor

3.4

Periksa kemungkinan adanya kebocoran gas Lakukan penggantian gas atau merujuk ke manual book peralatan

Periksa kemungkinan adanya kebocoran gas Lakukan penggantian gas atau merujuk ke manual book peralatan

Normal



Lakukan pengujian gas cromatograph



Lakukan pemeriksaan internal atau sesuai manual book peralatan

Shutdown Inspection Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection

No

1

Item Inspeksi

Box Terminal

Kondisi Normal

Rekomendasi bila kondisi normal tidak terpenuhi - Dibersihkan

Bersih

44

TRAFO ARUS

No

Item Inspeksi

Kondisi Normal

Rekomendasi bila kondisi normal tidak terpenuhi - Periksa gasket/karet tutup Box Terminal ada yg aus/sudah mengeras. Bila sudah aus agar gasket/karet diganti - Periksa kondisi tutup box beroperasi normal/tidak

Kering

- Periksa kondisi engsel/baut/kunci penutup box normal/tidak. - Periksa kondisi box terminal masih baik/sudah berkarat/berlubang - Periksa kondisi gland kabel tertutup rapat/tidak. Agar selalu tertutup rapat

2

Baut-baut Bersih Terminal Utama dan Pentanahan serta baut wiring dalam Box Kencang Terminal

Dibersihkan dari kotoran, jamur & karat

Lakukan terminal

pengencangan

3

Limit Switch Indikator dan Beroperasi Alarm low normal presure SF6

Lakukan pengujian fungsi

4

Isolator dan Bersih dan housing CT serta kencang kaca penduga

Dilakukan pembersihan

45

baut-baut

TRAFO ARUS

4

TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus

Jenis Pemeliharaan In Service Inspection

Jenis Inspeksi/Pengujian

Periode

Batasan Operasi

Alat Uji

1.

Pemeriksaan level minyak

Mingguan

NORMAL

Visual

2.

Pemeriksaan tekanan gas

Mingguan

MEDIUM

Visual

3.

Pemeriksaan kebocoran minyak

Mingguan

NORMAL

Visual

4.

Pemeriksaan kondisi fisik isolator porcelain/rubber

Tahunan / disesuaikan dengan kondisi lingkungan

NORMAL

Visual

5.

Pemeriksaan kondisi core Housing

Bulanan

NORMAL

Visual

6.

Pemeriksaan kondisi structure penyangga

Tahunan

NORMAL

Visual

7.

Pemeriksaan kondisi Grounding

Bulanan

NORMAL

Visual

Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan)

Jenis Pemeliharaan


Jenis Inspeksi/Pengujian 1. Thermovisi antara klem

Periode

Batasan Operasi

Bulanan

∆T < 10 0 C

Kamera Thermography

∆T < 10 0 C

Kamera Thermography

dan konduktor  150

Alat Uji

kV Thermovisi antara klem 2 Mingguan dan konduktor > 150 kV

46

TRAFO ARUS

Jenis Pemeliharaan

Jenis Inspeksi/Pengujian 2. Thermovisi Housing &

Periode

Batasan Operasi

Bulanan

∆T = 1 - 3 0 C

Kamera Thermography

∆T = 1 - 3 0 C

Kamera Thermography

isolator CT  150 kV Thermovisi Housing & 2 Mingguan isolator CT > 150 kV Shutdown Testing Measurement

1. Pengujian Isolasi

tahanan

4 Tahunan

> 1MΩ/1kV

Alat Tahanan Isolasi

Uji

< 1 %

Alat uji delta

tan

Setelah beroperasi 15 tahun, dilakukan tahunan 2. Pengujian Tan Delta dan Kapasitansi

3. Pengujian Pentahanan

Tahanan

4 Tahunan Setelah beroperasi 15 tahun, dilakukan tahunan 2 Tahunan

Alat Uji

<1Ω

Alat uji tahanan pentanahan

4. Pengujian Ratio

Jika Sesuai Tabel 1,2 Alat uji Ratio diperlukan, dan 3 relokasi atau investigasi

5. Pengujian Eksitasi

Jika Sesuai diperlukan, II-13 relokasi atau investigasi

47

Gambar Alat uji Vknee

TRAFO ARUS

Jenis Pemeliharaan


Batasan Operasi

Periode

6. Pengujian kualitas minyak isolasi, meliputi ; a. Pengujian Break Down Voltage (BDV)

Alat Uji

Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai standar)

< 70 kV ≥ 30 kV/2,5 mm

Alat uji tembus

Teg

70-170 kV ≥ 40 kV/2,5 mm > 170 kV ≥ 50 kV/2,5 mm

b. Pengujian Content

Water mgH2O/kg Oil

Alat uji Kadar Air

at 200 C < 5 c. Pengujian Acidity

mgKOH/g < 0,1

d. Pengujian Dielectric Disspation Factor

> 170 kV: < 0,01

e. Pengujian Tension

Interfacial

7. Pengujian DGA

lat uji Kadar Keasaman Alat uji Tan δ minyak

≤ 170 kV: < 0,1 mN/m > 28

Alat uji IFT

Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai standar)

H2

< 100

CH4

< 120

C2H2

< 35

48

TRAFO ARUS


Jenis Pemeliharaan

8

Shutdown Treatment 1.

Batasan Operasi

Periode

C2H4

< 50

C2H6

< 65

CO

< 350

CO2

< 2500

N2

< 1 - 10 %

O2

< 0,2 - 0.35

Pengujian kualitas gas SF6

Kondisional

Pemeliharaan

2 Tahunan

Alat Uji

Alat kualitas SF6

NORMAL

uji gas

Visual, seal, compound

Box Terminal 2. Pemeliharaan

2 Tahunan

NORMAL KENCANG

3. Limit Switch Indikator dan alarm/trip low presure SF6

2 Tahunan

BEKERJA NORMAL

4. Isolator dan Housing CT, kaca dan baut pengikat kaca penduga

2 Tahunan

BERSIH kencang

& Tools set

Baut-baut Terminal Utama dan Pentanahan serta baut wiring dalam Box Terminal

49

Tools set & Multi meter

dan Tools set Lap Majun

&

TRAFO ARUS

2

CT

2.1

Inspeksi

2.1.1

Inspeksi Level-1 (In Service Inspection)

2.1.1.1

Level minyak

Pemeriksaan level minyak

2.1.1.2

Tekanan gas

Pemeriksaaan tekanan gas

2.1.1.3

Kebocoran minyak

Pemeriksaan kebocoran minyak

2.1.1.4

Isolator

Pemeriksaan kondisi fisik isolator porcelin/rubber

2.1.1.5

Core housing

Pemeriksaan kondisi core housing

2.1.1.6

Struktur penyangga

Pemeriksaan kondisi structure penyangga

2.1.1.7

Pentanahan

Pemeriksaan kondisi grounding

2.1.2

Inspeksi Level-2 (In Service Measurement)

Kondisional

5 Tahun

4 Tahun

2 Tahun

1 Tahun

3 Bulanan

Bulanan

ITEM INSPEKSI

2 Mingguan

SUB SISTEM

Mingguan

KODE

Harian

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS

Keterangan

Disesuaikan dengan kondisi lingkungan

50

2.1.2.4

Housing

2.1.2.5

Isolator

2.1.2.6

Isolator

2.1.3

Inspeksi Level-3 (Shutdown Testing/Measurement)

2.1.3.1

Tahanan isolasi

Pengujian Tahanan isolasi

2.1.3.2

Tangen delta dan kapasitansi

Pengujian Tangen delta dan kapasitansi

Kondisional

Housing

5 Tahun

2.1.2.3

4 Tahun

Klem dan konduktor

2 Tahun

2.1.2.2

1 Tahun

Klem dan konduktor

3 Bulanan

2.1.2.1

Bulanan

ITEM INSPEKSI

2 Mingguan

SUB SISTEM

Mingguan

KODE

Harian

TRAFO ARUS

Keterangan

Thermovisi antara klem dan konduktor  150 kV Thermovisi antara klem dan konduktor > 150 kV Thermovisi pada housing CT  150 kV Thermovisi pada housing CT > 150 kV Thermovisi pada isolator CT  150 kV Thermovisi pada isolator CT > 150 kV

Nilai tan delta tidak mendekati 1% Pengukuran dilakukan diusia operasi ke-16

Pengukuran rutin Setelah beroperasi 15 tahun

51

Kondisional

5 Tahun

4 Tahun

2 Tahun

1 Tahun

3 Bulanan

Bulanan

ITEM INSPEKSI

2 Mingguan

SUB SISTEM

Mingguan

KODE

Harian

TRAFO ARUS

Keterangan

Jika nilai tan delta mendekati 1% 2.1.3.3

Pentanahan

Tahanan Pentanahan

2.1.3.4

Ratio

Pengukuran Ratio

2.1.3.5

Eksitasi

Pengujian eksitasi

2.1.3.6

Kualitas mintak

Pengujian kualitas minyak

2.1.3.7

DGA

Pengujian DGA

2.1.3.8

Gas SF6

Pengujian kualitas gas SF6

Untuk kebutuhan investigasi Untuk kebutuhan investigasi Dilakukan pada saat awal beroperasi

Shutdown Inspeksi 2.1.3.9

Box terminal

2.1.3.10

Housing dan body CT

Pemeriksaan dan pembersihan box terminal terhadap, kotoran, binatang atau kemungkinan kemasukan air Pembersihan bushing dan body CT

52

Disesuaikan dengan kondisi lingkungan

2.1.3.11

Baut terminal utama dan wiring kontrol

Pemeriksaan dan pengencangan baut-baut terminal utama & pentanahan serta baut-baut wiring kontrol dalam terminal boks

53

Kondisional

5 Tahun

4 Tahun

2 Tahun

1 Tahun

3 Bulanan

Bulanan

ITEM INSPEKSI

2 Mingguan

SUB SISTEM

Mingguan

KODE

Harian

TRAFO ARUS

Keterangan

TRAFO ARUS

Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS

54

TRAFO ARUS

Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Minggua

PT. PLN ( PERSERO )

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE MINGGUAN UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA

NO 1 1,1

: : : : : :

KOMPONEN YANG DIPERIKSA

KONDISI PERALATAN

FASA R DIELEKTRIK

1.1.1 Level Minyak

Normal

Maksimum

1.1.2 Kebocoran Minyak

Ada

Tdk Ada

1.1.3 Tekanan gas

Normal

Tdk Normal

2.1.1 Level Minyak

Normal

Maksimum


Ada

Tdk Ada

2.1.3 Tekanan gas

Normal

Tdk Normal

3.1.1 Level Minyak

Normal

Maksimum


Ada

Tdk Ada

3.1.3 Tekanan gas

Normal

Tdk Normal

2 2.1

3 3.1

Minimum

Tidak terpasang

Rusak

Ada catatan

Minimum

Tidak terpasang

Rusak

Ada catatan

Minimum

Tidak terpasang

Rusak

Ada catatan

FASA S DIELEKTRIK

FASA T DIELEKTRIK

CATATAN : ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………………………… Approval

Pelaksana

(………………………………)

(………………………………)

55

TRAFO ARUS

Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan PT. PLN ( PERSERO )

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE BULANAN UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA

: : : : : :

NO KOMPONEN YANG DIPERIKSA 1 1,1

KONDISI PERALATAN

FASA R GROUNDING

1.1.1 Kondis i Grounding

Norm al

Kendor

Koros i

Lepas

Rantas

1.1.2 Kondis i Is olator

Norm al

Kotor

Flek

Retak

Pecah

Norm al

Koros i

Retak


Norm al

Kendor

Koros i

Lepas

Rantas


Norm al

Kotor

Flek

Retak

Pecah

Norm al

Koros i

Retak


Norm al

Kendor

Koros i

Lepas

Rantas


Norm al

Kotor

Flek

Retak

Pecah

Norm al

Koros i

Retak

1.2

STRUKTUR MEKANIK

1.2.1 Kondis i core hous ing 2 2.1

2.2

FASA S GROUNDING

3

3.2

Hilang

STRUKTUR MEKANIK

2.2.1 Kondis i core hous ing

3.1

Hilang

FASA T GROUNDING Hilang

STRUKTUR MEKANIK

3.2.1 Kondis i core hous ing CATATAN :

……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… Approval Pelaksana

(………………………………)

(………………………………)

56

TRAFO ARUS

Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT - Tahunan PT. PLN ( PERSERO )

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE TAHUNAN UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA

NO 1

: : : : : :


KONDISI PERALATAN

FASA R

1,1 STRUKTUR MEKANIK 1.1.1 Kondisi Support Structure 2

Normal

Korosi

Kendor

Bengkok

Normal

Korosi

Kendor

Bengkok

Normal

Korosi

Kendor

Bengkok

FASA S

2,1 STRUKTUR MEKANIK 2.1.1 Kondisi Support Structure 3

FASA T

3,1 STRUKTUR MEKANIK 3.1.1 Kondisi Support Structure

CATATAN : ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… Approval

Pelaksana

(………………………………)

(………………………………)

57

TRAFO ARUS

Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT PT. PLN ( PERSERO )

FORMULIR INSPEKSI LEVEL 1 CT ( THERMOVISI ) UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA

No 1 1,1

: : : : : :


KONDISI PERALATAN

Current Carrying Circuit Fasa R

1.1.1 Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing

1,2

/

<10

C ⁰ 40-70 C ⁰

1.1.2 Selis ih s uhu

/

<10

C ⁰ C 40-70


Fasa T

⁰


<10

C ⁰ C 40-70


2

C ⁰ >70 C ⁰

⁰

25-40

C ⁰

Fasa S


1,3

( C)

10-25

( C)

10-25 >70

⁰

/

10-25 >70

⁰

Body CT

C ⁰ C

Berbeda antar fas a

C ⁰ C

⁰

⁰

25-40

C ⁰

( C) ⁰

25-40

C ⁰

Tidak berbeda antar fas a

jika berbeda, bushing yang lebih panas pada fasa

Fasa R Fasa S Fasa T

Beban s ekunder s aat pengukuran s uhu Beban m ax yang pernah dicapai

Am p Am p

Keterangan Konduktor & Klem

Beda antar fasa

<10 C

1 oC – 3 oC

Inves tigas i lanjut

4 oC – 15 oC

Rencanakan perbaikan

>16 oC

Perbaikan s egera

: Kondis i Baik

⁰ C : Ukur 1 bulan lagi 10-25

25-40 ⁰C

: Rencana Perbaikan

40-70 ⁰C : Perbaikan Segera >70 C⁰

: Kondis i Darurat

⁰

CATATAN : ………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………… Approval

Pelaksana

(………………………………)

(………………………………)

58

TRAFO ARUS

Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS

PT. PLN (PERSERO) PTPT. PLN PLN (PERSERO) (PERSERO) P3B SUMATERA P3B SUMATERA UPT….. UPT…..

NOMOR DOKUMEN NOMOR DOKUMEN : : UNIT LOKASI GI

: TANGGALTANGGAL : (pengesahan dokumen)

TITIK UKUR

REVISI :

REVISI :

: : : :

BAY ALAT UJI

"Logo StandarFORM.4-1 Mutu" CT

PENGUJIAN/PENGUKURAN TAHANAN ISOLASI PENGUJIAN / PENGUKURAN TAHANAN ISOLASI CT

MERK / TYPE RATIO ARUS TEGANGAN PERIODE HAR. Standard

HASIL SEBELUMNYA (MΩ)

R

S

T

HALAMAN HALAMAN : :….. /……

: : : :

NO. SERI PELAKSANA TANGGAL CUACA

KONDISI AWAL (MΩ) R

S

TINDAKAN

T

: : : :

HASIL AKHIR (MΩ ) R

S

KESIMPULAN

T

a. Primer - Tanah b. Sekunder 1 - Tanah c. Sekunder 2 - Tanah

R ≥ 500 MΩ

d. Sekunder 3 - Tanah e. Sekunder 4 - Tanah f. Primer - Sekunder 1 g. Primer - Sekunder 2 h. Primer - Sekunder 3

R ≥ 25.000 MΩ

i. Primer - Sekunder 4 j. Sekunder 1 - Sekunder 2 k. Sekunder 1 - Sekunder 3 l. Sekunder 1 - Sekunder 4 m.Sekunder 2 - Sekunder 3

R ≥ 500 MΩ

n. Sekunder 2 - Sekunder 4 o. Sekunder 3 - Sekunder 4 Pengujian tahanan isolasi menggunakan alat uji tahanan isolasi 5 KV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder Pengujian item 'b' s.d 'o', dilakukan pada kondisi khusus

Catatan : ...........................................................................................................................................

Mengetahui, .............................

Pengawas Pekerjaan, .............................

Pelaksana Pekerjaan, .............................

.............................

.............................

.............................

........................................................................................................................................... ........................................................................................................................................... ........................................................................................................................................... PT. PLN (PERSERO)

59

TRAFO ARUS

Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS

PT.PLN PLN (PERSERO) PTPT. PLN (PERSERO) (PERSERO) P3BSUMATERA SUMATERA P3B UPT….. UPT…..

NOMOR DOKUMEN : UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY ALAT UJI TITIK UKUR Terminal Pentanahan (Ohm)

"Logo Standar FORM.4-4 Mutu" CT

PENGUJIAN/PENGUKURAN TAHANAN PENTANAHAN PENGUJIAN / PENGUKURAN TAHANAN PENTANAHAN CT

: dokumen) TANGGALTANGGAL : (pengesahan

REVISI :

REVISI :

: : : :

MERK / TYPE RATIO ARUS TEGANGAN PERIODE HAR. Standard

HASIL SEBELUMNYA

HALAMAN HALAMAN : :….. /……

: : : :

KONDISI AWAL

NO. SERI PELAKSANA TANGGAL CUACA TINDAKAN

: : : :

KONDISI AKHIR

KESIMPULAN

R<1 Ω

Catatan :

Mengetahui,

Pengawas Pekerjaan,

Pelaksana Pekerjaan,

...........................................................................................................................................

.............................

.............................

.............................

.............................

.............................

.............................

........................................................................................................................................... ........................................................................................................................................... ...........................................................................................................................................

60

TRAFO ARUS

Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT "Logo Standar Mutu" FORM.4-2 CT

LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR

PT PLN (PERSERO)

FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS PENGUJIAN/PENGUKURAN RATIO PENGUJIAN / PENGUKURAN RATIO CT

NOMOR DOKUMEN :

REVISI :

NOMOR DOKUMEN :

TANGGAL : (pengesahan dok) REVISI

:

HALAMAN :

HALAMAN : …. / …..

UNIT PELAKSANA

:

BURDEN

:

GARDU INDUK

:

RATIO

:

BAY

:

CLASS

:

MERK/TYPE

:

NO. SERI

:

TEGANGAN

:

PELAKSANA

:

ALAT UJI

:

CORE

:

TANGGAL

:

ARUS UJI

R

S

T

5 % In 20 % In100 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In I Primer (A) I Peng. Kontrol panel (A) I Sekunder (A) I Sekunder Teori (A) Ratio (Ip/Is) Current Error (%)

*)

Curent Error % = (kn*Is-Ip)/Ip * 100 Kn =Rated transformer ratio Is =Arus actual sekunder Ip =Arus actual primer Sta nda r ba ta sa n k esa l a ha n :

Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering +/- % Kesalahan Rasio Arus pada % dari Arus Pengenal

Kelas Ketelitian 5

Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering


20

100

120

5

0,1

0,4

0,2

0,1

0,1

15

8

5

5

0,2

0,75

0,35

0,2

0,2

30

20 15

100 10

120 10

0,5

1,5

0,75

0,5

0,5

90

45

30

30

1,0

3,0

1,5

1,0

1,0

180

90

60

60

+/- % Kesalahan Rasio Arus pada % dari Arus Pengenal

Kelas Ketelitian


1

5

20

100

120

1

5

20

100

120

0,2S

0,75

0,35

0,2

0,2

0,2

30

15

10

10

10

0,5S

1,5

0,75

0,5

0,5

0,5

90

45

30

30

30

Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Proteksi

Kelas Ketelitian

Pada Arus Pengenal

Kesalahan Komposit pada batas ketelitian Arus Primer Pengenal (%)

Kesalahan Rasio (%)

Kesalahan Sudut (menit)

5P

±1

± 60

5

10P

±3

-

10

Catatan

Mengetahui, .............................



.............................

.............................

.............................

MENGETAHUI MENGETAHUI

PAREPARE, PAREPARE, 18 Maret 17 21 17 Maret 20052005

61

TRAFO ARUS

Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran Knee Point CT PLN (PERSERO) PTPT. PLN (PERSERO) P3B SUMATERA UPT…..

FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS PENGUJIAN/PENGUKURAN KNEE POINT PENGUJIAN/PENGUKURAN KNEE POINT CT

NOMOR DOKUMEN : NO.DOKUMEN :

Unit Lokasi Bay Ratio Core Alat Uji

REVISI : TANGGAL : (pengesahan dok)

: : : : : :

REVISI

HALAMAN : …. / ….. HALAMAN :

:

No. Seri Burden / Class Merk / Type Tegangan V knee (name plate) Tanggal Pelaksana

TEG No.

ARUS (Ampere)

(Volt)

"Logo StandarFORM.4-3 Mutu" CT

LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHATAR

c ore 1

2

TEG

s ek under 3

No.

: : : : : : : ARUS (Ampere)

(Volt)

c ore

4

1

1

6

2

7

3

8

4

9

5

10

s ek under

2

3

4

Kurva Kejenuhan CT 1.2

Tegangan (Volt)

1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Arus (Amps) Inti 1

Inti 2

Hasil pengukuran Volt

I (mA)

Catatan :

Mengetahui, .............................



.............................

.............................

.............................

62

TRAFO ARUS

Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT PT PLN (PERSERO)

NOMOR DOKUMEN

:

TANGGAL

: (pengesahan dokumen)

REVISI :

HALAMAN

Unit

:

Merk / Type

:

No.Serie

:

Lokasi

:

Ratio Arus

:

Pelaksana

:

Bay

:

Tegangan

:

Tanggal

:

NO

URAIAN KEGIATAN

A

B

1

"Logo Standar Mutu"

FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS KUALITAS MINYAK ISOLASI DAN DGA

SAMPLE MINYAK UNTUK DIUJI Karakteristik Minyak a. Netralisasi Number (NN) b. Interfacial Tention (IFT) c. Color d. Viscicity e. Acid Number f. Flash point g. Water content h. Carbon Number i. Sedimen Content

- GAS CHROMATOGRAF

ACUAN C > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan peralatan < = 70 KV ( IEC 156 ) > = 40 KV/2,5 mm untuk tegangan peralatan < = 70 KV ( IEC 156 ) > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 ) > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 ) > = 0,5 mh KOH/g untuk semua tegangan ( IEC 296 ) Penurunan max. 15o C ( IEC 296 ) > = 15 x 10 ' NM ' ( IEC 296 ) GAS H2 CH2 CH2 CH2 CO CO2 N2 O2

:

HASIL SEBELUMNYA

KONDISI AWAL

TINDAKAN

KONDISI AKHIR

KESIMPULAN

PELAKSANA

D

E

F

G

J

H

Diuji di Lab.

NORMAL < 150 ppm < 25 < 10 < 20 < 500 < 10.000 < 1 - 10 % < 0,2 - 0,35 %

Catatan : ...........................................................................................................................................

Mengetahui, .............................



.............................

.............................

.............................

........................................................................................................................................... ........................................................................................................................................... ...........................................................................................................................................

63

TRAFO ARUS

Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT PT PLN (PERSERO)

NOMOR DOKUMEN

:

"Logo Standar Mutu"

FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS TANGEN DELTA TANGGAL

: (pengesahan dokumen)

REVISI :

HALAMAN

Unit :

:

Merk / Type

:

No.Serie

:

Lokasi

: :

Ratio Arus

:

Pelaksana

:

Bay

: :

Tegangan

:

Tanggal

:

NO

URAIAN KEGIATAN

A

B

1

Pengujian Tan Delta CT Phasa R

2

Pengujian Tan Delta CT Phasa S

HASIL SEBELUMNYA

ACUAN C

KONDISI AWAL

TINDAKAN

D

E

F

Tan Delta (%)

Tan Delta (%)

:

KONDISI AKHIR

KESIMPULAN

PELAKSANA

G

J

H

Tan Delta (%)

< 1% Acceptable > 1% Unacceptable

3

Pengujian Tan Delta CT Phasa T

Catatan : ...........................................................................................................................................

Mengetahui, .............................



.............................

.............................

.............................

........................................................................................................................................... ........................................................................................................................................... ...........................................................................................................................................

64

TRAFO ARUS

Lampiran 13 Standar Alat Uji CT

No

Peralatan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Multimeter Megger Digital 500 V - 5kV Tang Ampere Thermal Image Breakdown Voltage (Oil) Power Factor / Tan delta test Multicore ratio meter CT Alat Ukur Pentanahan DGA (Gas Chromatolgraphy) Oil Quality test

STANDAR ALAT UJI CT Per UPT / Sektor / Divisi Per Tragi / Unit GI Per GI

1 1 1 1 1 1 1

65

Keterangan 1 1 1 1

Alat ukur tegangan Alat uji tahanan isolasi Alat ukur arus Alat monitor temperatur Alat uji tegangan tembus pada minyak Alat uji tangen delta Alat uji ratio CT Alat ukur tahanan pentanahan Alat uji kandungan gas pada minyak alat uji karakteristik minyak

TRAFO ARUS

DAFTAR ISTILAH

1. In Service

:

Kondisi bertegangan

2. In Service Inspection

:

Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan panca indera

3. In Service Measurement

:

pemeriksaan/pengukuran dalam bertegangan dengan alat bantu.

4. Shutdown Testing

:

Pengujian/pengukuran bertegangan

5. Shutdown Function Check

:

Pengujian fungsi bertegangan

6. Online Monitoring

:

Monitoring peralatan secara terus menerus melalui alat ukur terpasang

66

dalam

dalam

keadaan

keadaan

kondisi

tidak

tidak

TRAFO ARUS

DAFTAR PUSTAKA

1. IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and maintenance guidance 2. IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in serviceGuide to interpretation of Dissolved and free gas analysis” 3. IEEE Std C57.13-1993 “Standard Requirements for Instrument Transformers”. 4. IEC 60044-1 Edisi 1.2 – 2003, “Instrument Transformer part 1: Current Transformer”. 5. Presentasi DOBLE tentang pengujian CT 6. Paper IEEE, “A Tool for Realibity and Safety: Predict and Prevent Equipment failures with Thermography” , Copyright mareial IEEE Paper No. PCIC-97-06 7. SPLN T3.003-1: 2011, “Pedoman Pemilihan Transformator Arus (CT) untuk Sistem Transmisi”, Standar PT PLN (Persero) 8. Buku Petunjuk Batasan Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga Listrik SKDIR 114.K/DIR/2010 Trafo Arus No. Dokumen: 02-22/HARLUR-PST/2009.

67

P G I

Recommend Documents