MANAJEMEN ASSET, UPAYA MEMPERTAHANKAN UNJUK KERJA TRANSFORMATOR TERHADAP PENGARUH HARMONISA PADA SISTEM TENAGA LISTRIK (Studi kasus di PT PLN (Persero) P3B Region Jakarta & Banten) Sumaryadi, Nim : 23207320 Program Studi Magister Teknologi dan Bisnis Kelistrikan, STEI Institut Teknologi Bandung Jalan Ganesha Bandung, Indonesia e-mail :
[email protected]
PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia Abstract— Manajemen asset adalah model pengelolaan asset yang bertujuan untuk lebih mengoptimalkan sumber daya yang dimiliki oleh perusahaan, keberhasilan manajemen asset bergantung kepada kemampuan menentukan komponen kritis pada suatu perlatan serta bagaimana mendefinisikan kondisinya, metode yang digunakan adalah Failure Mode Effect Analysis (FMEA) dan Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA). Hasil kajian FMEA dan FMECA pada transformator diwilayah kerja PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dan diperkuat data International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003 komponen kritis trasformator pada subsistem isolasinya, sehingga yang perlu dilakukan adalah mencari penyebab terjadinya kegagalan pada subsistem isolasi transformator.
ketenagalistrikan, sehingga keamanan dan keandalannya senantiasa harus terjaga. Dalam mencapai tingkat mutu pelayanan banyak faktor yang dapat mempengaruhi unjuk kerja transformator akibat penerapan pola operasi dan pola pemeliharaan yang tidak sesuai dengan desain teknis dan kondisi serta lingkungan dimana transformator tersebut ditempatkan. Salah satunya adalah panas yang berlebih yang mengakibatkan terjadinya titik terpanas (hot spot) pada belitan yang dapat ditimbulkan dari berbagai sebab, antara lain : Hubung singkat antar belitan atau dengan inti besi, harmonisa karena beban-beban yang tidak linier atau terjadi partial discharge. II. MANAJEMEN ASET
Distorsi harmonisa arus yang berasal dari beban non linier transformator, adalah salah satu aspek yang dapat menyebabkan terjadinya kenaikan temperatur pada belitan transformator, karena meningkatnya rugi-rugi berbeban sehingga terjadi pembatasan kemampuan (de-rating) dan menyebabkan terjadinya laju penuaan relatif (relative ageing rate) pada isolasi kertas belitan transformator. Dalam tulisan ini diulas pengaruh distorsi harmonisa arus pada beban terhadap unjuk kerja transformator serta upaya apa saja yang dapat dikendalikan oleh pengelola asset dalam rentang resiko yang masih dapat diterima dan dikendalikan. Kata Kunci : Manajemen aset, FMEA, FMECA, harmonisa, derating transformator
I. PENDAHULUAN Batasan atau target tingkat mutu pelayanan kepada konsumen yang ditetapkan oleh pemilik perusahaan tertuang dalam Key Performance Indicator (KPI) merupakan indikator keberhasilan mengelola asset-asetnya. Pengetahuan dan keterampilan pegawai, keuangan dan aktiva fisik merupakan asset-asset yang berharga bagi perusahan, oleh karena itu perlu dilakukan pengaturan ketiga sumber tersebut dalam manajemen aset (asset management), tujuannya untuk mengoptimalkan sumber daya yang dimiliki oleh perusahaan untuk mencapai hasil yang lebih efektif dan effisien. Transformator sebagai salah satu asset perusahaan mempunyai yang sangat penting dan vital bagi system
1
Gambar 1 Mengatur resiko dalam asset manajemen
Kajian kondisi terhadap transformator merupakan inti dari keberhasilan proses manajemen asset untuk mengambil keputusan. Apakah peralatan akan terus dioperasikan dengan resiko tertentu yang telah diperhitungkan, atau dilakukan perbaikan pada bagian peralatan atau komponen yang terganggu saja dengan type, jenis serta pola operasi yang sama dengan sebelumnya, atau melakukan perbaikan perbaikan peralatan yang terganggu, atau dikembalikan kepada posisi semula, mengganti bagian peralatan atau komponen dengan type, jenis serta pola operasi yang berbeda dengan sebelumnya, melakukan mordernisasi peralatan terpasang dengan produk
yang menggunakan teknologi terbaru. Semua itu dipilih dengan melakukan perhitungan tingkat kemungkinan (probabilitas) terjadinya dan konsekuensi atas resiko keputusan yang diambil.
ganggungan harus dibuat per subsistem. Semakin rinci menentukan model gangguan, maka akan semakin baik dalam menentukan langkah serta antisipasi pencegahan atau menanggulangi permasalahannya. Metode Failure Mode Effect Analysis (FMEA) dibutuhkan untuk membuat daftar kegagalan potensional setiap mode dari sistem atau peralatan serta efeknya terhadap subsistem dari peralatan tersebut. Langkah-langkah dalam mengerjakan FMEA adalah sebagai berikut :
Metoda yang dilakukan untuk penilaian kondisi (condition assesment) juga menentukan keberhasilan dalam pelaksanaan manajemen aset. CIGRÉ working group A2.18 yang membahas Life Management techniqes for transformer [3], Menggunakan beberapa methode pendekatan yang dilakukan dalam menentukan penilaian kondisi peralatan, baik yang dilakukan secara manual maupun secara otomatis adalah :
a. Membatasi sistem dan peralatan yang berhubungan. b. Membuat daftar semua sistem atau bagian komponenkomponen dan subsistem. c. Mengidentifikasi setiap komponen dan jenis-jenis kegagalannya. d. Menunjukkan nilai kegagalan atau kemungkinan untuk mengidentifikasi jenis kegagalan di setiap komponennya. e. Membuat daftar efek atau dampak dari setiap jenis kegagalan pada subsistem. f. Memberikan kodefikasi atau tanda untuk setiap jenis kegagalan. g. Memeriksa setiap kegagalan yang kritis (Critical Failure).
1. Mengkuantifikasikan kondisi ketidaksempurnaan, dengan melakukan pengembangan model proses phisik kemungkinan munculnya ketidaksempurnaan peralatan terpasang, sehingga dapat didefinisikan bagaimana karakteristik serta kondisi ketidaksempurnaan tersebut. 2. Sidik jari (fingerprint) untuk menentukan kesimpulan, dimana kesimpulan dari hasil pengujian merupakan data untuk urutan penilaian (assesment) kondisi asset untuk periode berikutnya. Dalam kasus ini kesimpulan serta referensi yang digunakan dapat diberlakukan untuk seluruh tranformator dengan desain dan type yang sama, dan ini sering disebut sebagai kesimpulan sidik jari (fingerprint). 3. Analisa tren (trend analysis), data hasil pengujian secara periodik dilakukan analisa untuk mengetahui polanya, sehingga setiap ada perubahan atau ketidaksempurnaan dapat diketahui tingkat kecenderungannya. Sebaiknya data yang diolah tidak bersumber dari satu metode sampling data saja agar dapat dibandingkan, hasil perbandingan akan memperkuat keputusan apabila saling mendukung, akan tetapi perlu dilakukan kajian lebih lanjut apabila kesimpulannya tidak saling mendukung. 4. Analisa statistik, merupakan bagian terpenting dari asset management untuk menentukan tindakan atau kebijakan yang harus dilakukan terhadap transformator. Infomasi yang diperoleh dari hasil pengukuran, monitoring dan pengujian dapat dihitung kemungkinan atau probabilitas kelainan atau ketidaksempurnaan peralatan.
Dengan menganalisa gangguan mengunakan metode FMEA, akan diperoleh jejak gangguan (failure path) pada masing-masing sub system, jejak gangguan dapat saja sama atau saling mendukung antara satu sub system dengan sub sistem lainnya. Seperti pada sub system isolasi, didapatkan sebagai berikut : FAILURE PATH SUBSISTEM ISOLASI MINYAK C
Improper oil preservation and expansion system M Kebocoran kompartemen diverter OLTC
E
Tegangan tembus berkurang
Minyak terkontaminasi air
ISOLASI RUSAK
C
Kontaminasi minyak OLTC C
PAPER Beban transformator diatas rata-rata Distorsi harmonisa arus pada beban
T
Temperatur naik Temperatur tinggi (hot spot)
C
Minyak transformator teroksidasi
E
Kadar asam tinggi
C
C
Kerta isolasi terdegradasi
Kadar air pada kertas isolasi tinggi
Tegangan tembus berkurang M
Kekuatan isolasi berkurang
Gambar 2. Jejak gangguan sub system isolasi
Untuk mendapatkan komponen kritis dari system tranformator, dimulai dengan mengenali sub system. Mengacu kepada CIGRE 227 Working group A2.18, transformator dibagi menjadi 9 subsistem yaitu : a) b) c) d) e) f) g) h) i)
Produk degradasi isolasi kertas
M
Dari gambar 2 dapat ditelusuri sebelum isolasi rusak ada tahapan yang dilalui, indikasi yang ada serta data pengukuran dan pengujian dianalisa untuk memperoleh informasi melalui tahapan sebelum terjadinya gangguan sub system isolasi.
Bushing. Cooling system atau system pendingin. Oil Preservation and Expansion Protection atau system pengaman. Dielectric atau system isolasi. On Load Tap Changer Mechanical Structure Electromagnetic Circuit Current carrying circuit.
Untuk mendapatkan komponen kritis, berdasarkan FMEA ditambah dengan data historis berupa: Data gangguan atau kerusakan yang pernah terjadi pada transformator, serta aspek yang menjadi perhatian dalam proses bisnis PT PLN (Persero), maka aspek-aspek yang menjadi perhatian dalam proses pembobotan komponen adalah sebagai berikut: 1. Frekuensi (F). Yaitu kali gangguan yang dialami transformator selama dalam kurun waktu beroperasinya. 2. Faktor Eskalasi (L). Digunakan untuk menentukan seberapa besar pengaruh suatu mode gangguan terhadap terjadinya kerusakan peralatan. 3. Biaya (cost/C). Penentuan kriterianya didasarkan pada
Subsistem tersebut merupakan pendukung utama dari system yaitu transformator, kegagalan yang mungkin saja terjadi pada subsistem serta menyebabkan system terganggu fungsinya, demikian juga untuk menentukan mode
2
realisasi biaya pemeliharaan atau perbaikan transformator ketika terjadi kegagalan fungsi. 4. Faktor Keamanan (S). Digunakan untuk menentukan dampak gangguan terhadap faktor keamanan peralatan sendiri, lingkungan sekitar dan manusia. 5. Pengaruh ke Sistem (Sys). Yang dimaksud dengan system adalah ketersediaan (availability) transformator saja, bukan keandalan sistem tenaga listrik secara keseluruhan. 6. Dampak terhadap lingkungan (E). Menunjukkan dampak gangguan terhadap lingkungan.
tertinggi yang didapat dari sub system merupakan komponen paling kritis. Angka tertinggi ini yang dijadikan perhatian dalam pengukuran dan pengujian, langkah ini disebut sebagai tahapan dari Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA). Tabel 3 FMECA Transformator 60 MVA 150/20 kV No
SUB SYSTEM
SUB SUB SYSTEM
Isolasi 1
Bushing
2
Cooling
3
Oil Preservation and Expansion
konduktor
Tabel 1, Penyebab kerusakan transformator
Penyebab gangguan Transformator 45% 4
40%
Protection
Konservator
5
Dielectric
25% 20% 15%
MV Side
Rele
HV Side
Belum diketahui
Isolasi
Bushing
Lingkungan Tidak berpengaruh terhadap lingkungan Berpengaruh terhadap lingkungan
Faktor eskalasi Nilai 1 2
Frequensi Frequensi gangguan atau kelainan (%) < 0.1 0.1 - 1 >1-10 >10 - 50 >50 - 100
Eskalasi Berdampak rendah Berdampak tinggi
Aspek Keselamatan Nilai
Sistem
4
Tidak ada pengaruh pada sistem Berpengaruh < 30 menit Berpengaruh 30 menit s/d 2 jam Berpengaruh 2 s/d 8 jam
5
Berpengaruh > 8 jam
1 2 3
Nilai
Tidak berpangaruh terhadap manusia
1
2
Berpengaruh kepada orang sekitar transformator
2
Berpengaruh kepada orang sekitar swich-yard
3
Berpengaruh kepada orang sekitar gardu induk
4
Berpengaruh kepada orang diluar gardu induk
5
Aspek sistem Nilai
Keselamatan
1
1 1 1
1 2 2
10 18 18
W
1
3
1
1
6
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 3 3 4 4 4
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
3 2 2 1 2 1 1 2 4 3 2
9 6 6 2 4 3 9 18 32 36 16
Kerusakan sistem kontrol (kabel kontrol, rele bantu, terminasi kabel)
11
3
1
1
4
1
2
24
Gassing and overheating
2
2
1
1
5
1
9
90 90
Silika gel jenuh Mal protection Human Error Kerusakan rele elektrik Kerusakan rele mekanik Rele bucholz rembes
Kertas
overheating
2
2
1
1
9
75
4
1
1 1
5
TFC
2
1
1
8
1
2
1
1
5
1
4
40
4 2 2 4
1 1 1 1
1 1 1 1
2 4 3 2
1 1 1 1
1 2 1 1
8 16 6 8
TFC Main tank bocor Poor Grounding
8
Electro magnetic circuit
Inti magnet, sistem pengencang,EMC grounding
TFC
75 2 4 75
Deformasi belitan
1
2
1
1
5
1
8
80
Poor Grounding
4 75
3 4
1 1
1 1
3 2
1 1
1 1
9 8
Belitan,spacer,ko Kelainan pada sambungan nektor belitan utama ke OLTC
1
2
1
1
5
1
4
40
Deformasi belitan
1
2
1
1
5
1
8
80
short circuit turn to turn
2
2
1
1
5
1
8
80
Dari tabel 3 terlihat komponen yang paling kritis ada pada sub system isolasi. Dari gambar 2 dan tabel 3 menjelaskan apa yang harus dilakukan untuk mempertahankan performa subsub system tranformator, sehingga dapat diketahui alasannya kenapa pada system isolasi belitan transformator yang dilakukan penelitian, serta upaya apa saja yang dapat dilakukan untuk mengetahui penyebab terjadinya penurunan performanya. Langkah berikutnya adalah melakukan upaya pemantauan seperti pada tabel berikut:
Tabel 2. Penilaian terhadap dampak Aspek Lingkungan
2 3 3
1
TFC
Angka dalam penilaian tergantung dari penekanan KPI apabila aspek lingkungan yang lebih menjadi perhatian, maka aspek lingkungan harus diberi angka lebih besar dibandingkan dengan sub system yang lain. Berdasarkan kontak manajemen Region Jakarta dan Banten dengan PLN P3B, aspek system dan biaya menjadi perhatian dalam pencapaian target kinerja Region Jakarta dan Banten.
C
1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Mechanical Structure
Current carrying circuit
E
1 1 1
2
7
9
Sys
3 3 3 2 2 3 3 3 2 3 2
OLTC
LA
5 3 3
S
1
6
0%
75 5 3
effect
escalati on
10 13 11 2 1 12 15 4 2 10 1
Kelainan pada sambungan belitan utama ke OLTC
10% 5%
TFC Seal bushing rusak Minyak bushing rembes overheating pada klem bushing Belitan motor rusak Bearing Fan Rusak Ganti kontaktor fan Gelas Penduga pecah Konservator rembes
Silica Gel
Minyak
Freq F
sudden pressure thermal relay differential bucholz/jansen
35% 30%
Σ ggn
Failure Mode
Tabel 4 Parameter yang diukur untuk menentukan komponen kritis No
Symptom
parameter
aktifitas monitoring/diagnosa
On/Of line
1
Asimetri tegangan
VR, VS, VT dan IR, IS, IT
Pengukuran dari meter
On
2
Temperatur transformator TTop, TBottom, Tbelitan HV, T belitan LV, T meningkat inlet radiator, T outlet radiator
Pengukuran dari meter
On
Pengukur distorsi harmonisa
On
3
Perubahan Impedansi
R, XL
Pengukuran impedansi
Off
4
Perubahan respon frequensi
Respon Frequensi
SFRA
Off
5
Gagal menyangga Transformator
Getaran (dB)
Pengukuran Noise
On
6
Internal short Circuit
Hot spot
Pengukuran hot spot
On
7
Dielectric berkurang
PD, CXHY, Hot spot
Pengukur distorsi harmonisa DGA
8
Temperatur transformator meningkat
Viscositas
Karakteristik test
Off
9
Dielectric strength berkurang
Tegangan tembus
Karakteristik test
Off
Aspek Biaya Nilai 1
Biaya (dalam jutaan rupiah) <1
Nilai 1
2
1 s/d 10
2
3
>10 s/d 50
3
Partial Discharge 4
>50 s/d 200
4
5
>200 s/d 500
5
>500 s/d 1.000
6
>1.000 s/d 3.000
7
>3.000 s/d 5.000
8
> 5.000
9
On On On
Data yang digunakan untuk perhitungan adalah transformator distribusi 60 MVA 150/20 kV menggunakan minyak sebagai media pendingin sekaligus media isolasi, system pendingin minyak ONAF, pada frequensi fundamental
Setelah memberikan nilai pada masing-masing mode gangguan, maka dibuat rangking mode gangguan. Angka
3
(50 Hz) rugi-rugi yang didapat dari data desain pabrikan ( temperatur 750C) adalah sebagai berikut: Rugi beban nol : 38 kW Rugi berbeban : 220 kW Belitan sisi HV : 150.000 Volt, Wye. Nilai resistansi : 0.62 Ohm Belitan sisi LV : 20.000 Volt, Wye. Nilai resistansi : 0.0092 Ohm Maksimum temperatur terpanas (hot spot) mengacu IEC 354 adalah 980C (non thermally upgrade insulation paper). Kenaikan maksimum pada kondisi ambien temperatur 300C adalah, belitan 550 C, minyak transformator 50 0C.
1
Dimana : = rugi berbeban pada rating transformator. = rugi arus eddy pada belitan pada rating transformator = rugi sasar lain pada rating transformator Sedangkan faktor harmomnisa arus eddy didapatkan dengan persamaan: ∑
∑
(3)
Untuk faktor harmonisa rugi sasar lain diperoleh dari persamaan berikut:
III. PENGARUH HARMONISA PADA TRANSFORMATOR Rugi-rugi transformator dikelompokan menjadi rugi berbeban (load losses) dan rugi tanpa beban (no load losses). Rugi–rugi tanpa beban terutama pada inti transformator yang terdiri dari rugi arus eddy (eddy current losses) dan rugi hysteresis. Sedangkan rugi-rugi berbeban terdiri dari rugi dc (Pdc) pada belitan transformator serta rugi sasar (stray losses). Rugi-rugi sasar terdiri dari rugi arus eddy pada belitan (PEC) dan rugi sasar lain pada bagian transformator (other stray losses). Rugi sasar lain (POSL) besarnya bergantung dari konstruksi transformatornya. Sehingga apabila dibuat dalam satu persamaan rugi-rugi transformator keseluruhan dapat dituliskan sebagai berikut : PTL = PNL + PLL
(2)
∑
.
.
∑
(4)
Dimana : = Faktor harmonisa untuk rugi sasar lain. h = harmonisa orde ke-h Ih = Arus dengan komponen harmonisa ke-h = Arus beban fundamental (amper) I1 Untuk menghitung kemampuan transformator menggunakan data desain, mengacu kepada IEEE Std C57.12.90-1993 dan IEEE Std C57.12.91-1995, komponen rugi sasar lain dari rugi berbeban dihitung dengan memasukan rugi dc (I2R) dari data rugi-rugi transformator [13] adalah sebagai berikut:
(1)
.
Dimana: PNL rugi tanpa beban dan PLL rugi berbeban.
.
(5)
Dimana: K = 1.5 untuk transformator tiga phase. = Rugi sasar lain total sesuai rating. = Rugi berbean sesuai rating. R1 = Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan tinggi. R2 = Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan rendah. = Rating arus pada sisi tegangan tinggi primer. = Rating arus pada sisi tegangan rendah sekunder. Asumsi yang digunakan IEEE Std C57.110-1998 untuk type transformator dengan pendingin minyak, untuk mendapatkan rugi arus eddy dengan menggunakan perhitungan rugi sasar lain adalah menggunakan metoda sebagai berikut:
Gambar 3 taksonomi rugi-rugi pada transformator.
Rugi transformator karena mengalirnya arus beban melalui belitan transformator, rugi-rugi ini termasuk dalam katagori a) Rugi ohmik (I2R), akibat arus beban mengalir pada konduktor atau belitan dan ini disebut rugi dc, b) Rugi arus eddy (PEC) pada konduktor atau winding karena fluks sasar bolak balik serta rugi sasar lain (POSL) pada inti dan metal serta dinding transformator akibat terpotongnya fluks sasar. Untuk dapat memahami rugi-rugi pada transformator, gambar 3 memperlihatkan taksonomi rugi-rugi pada transformator.
0.33
Watt
(6)
Rugi sasar lain dapat dihitung dengan menggunakan persamaan: Watt Dimana: = Rugi sasar lain sesuai ratingnya = Rugi sasar total sesuai ratingnya = Rugi arus eddy sesuai ratingnya
(7)
Kemampuan atau perfoma transformator untuk mampu menjalankan fungsinya adalah sangat bergantung dari seberapa besar rugi-ruginya, sehingga perlu dicari adalh rugi Untuk transformator yang dibahas dalam tulisan ini adalah berbeban serta faktor rugi harmonisa untuk mendapatkan rugi transformator yang menggunakan minyak, formula yang arus eddy serta rugi sasar lain. Perhitungan yang digunakan digunakan dalam perhitungan ini digunakan untuk untuk transformator pada ratingnya dalam per-unit (pu) adalah:
4
rugi berbeban, ini disebabkan oleh unsur harmonisa pada arus bebannya.
menentukan maksimum arus yang dapat dibebankan kepada transformatornya adalah [15] :
IV. PERHITUNGAN Data harmonisa diambil dari berbagai lokasi gardu induk PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten dengan pertimbangan: Aspek polusi dapat menimbulkan adanya partial discharge pada isolator, sehingga berpengaruh terhadap besarnya harmonisa. Jenis beban konsumen yang diperkirakan sebagai penyumbang harmonisa pada system tenaga. Contoh yang ditampilkan perhitungan transformator gardu induk (GI) Tosan yang melayani type konsumen industri arc furnace, monitoring pada sisi sekunder selama 7 hari terus menerus.
Merupakan arus maksimum yang dapat dibebankan kepada transformator, bila angkanya lebih kecil dari nomial beban transformator disebut de-rating atau pembatasan beban. Untuk menghitung kenaikan temperatur transformator menggunakan data desain, pada transformator yang menggunakan minyak pada belitannya rugi sasar lain menjadi pertimbangan dalam operasinya, akan tetapi untuk tranformator jenis kering umumnya tidak diperhitungkan. Temperatur minyak bagian atas (top oil) akan meningkat proporsional secara exponensial pangkat 0.8 dan dapat diestimasi dari perhitungan rugi-rugi karena harmonisa [5] dalam persamaan berikut:
Tabel 5. harmonisa arus GI Tosan 1 5 7 11 13 17 19 23 25 29 31 35 37 41 43 47 49
.
(9)
Dimana : = rating temperatur top oil = rugi tanpa beban Sedangkan rugi berbeban keseluruhan adalah PLL adalah sama dengan
(10)
h
h (pu)
100.0000 6.9503 7.2623 7.6127 4.9025 4.9316 4.0790 3.5425 3.7022 4.0793 4.0092 3.8862 3.6688 3.5672 3.2584 3.7896 3.6247
1.0000 0.0695 0.0726 0.0761 0.0490 0.0493 0.0408 0.0354 0.0370 0.0408 0.0401 0.0389 0.0367 0.0357 0.0326 0.0379 0.0362
adalah rugi ohmik karena pengaruh Dimana harmonisa arus, hot spot pada konduktor belitan akan naik melebihi temperatur minyak pada bagian atas (top oil temperature) karena kenaikan proporsional rugi berbeban secara exponensial dipangkatkan 0.8 dan dihitung mengikuti persamaan berikut [5]: .
0
C
(11)
dan dapat ditulis dengan.
.
0
C
(12)
= Hot spot pada konduktor melampaui rating Dimana: kenaikan minyak top oil transformator. Titik terpanas (hot spot) pada konduktor melebihi temperatur rating transformator yang dapat dituliskan menjadi :
(13)
Sehingga temperatur titik terpanas (hot spot) pada winding dapat diperkirakan kenaikannya karena distribusi dari harmonisa, perhitungan ini digunakan untuk membatasi temperatur kerja transfomator yang naik akibat meningkatnya
Gambar 4. Tampilan harmonisa arus pada fhasa A transformator #1 GI Tosan
5
Perhitungan pengaruh harmonisa mengacu kepada standar internasional (IEEE Std C57.110TM-2008). Hasil pengukuran harmonisa pada transformator #1 GI Tosan selanjutnya dihitung dengan persamaan (3) dan (4) untuk mendapatkan nilai faktor harmonisa rugi arus eddy (FHL) dan faktor harmonisa rugi sasar lain (FHL-STR). Untuk harmonisa kelipatan 3, seperti 3,6,9.. dan seterusnya tidak dimasukan dalam perhitungan, karena berpengaruh hanya kepada besarnya ukuran luas penampang konduktor pada titik netral. Tabulasi perhitungannya sebagai berikut:
h
1
1.0000
1.0000
1.0000
h
(Ih/I1)
(Ih/I1)
1
1.0000
1.0000
2
2
(Ih/I1) * h
2
h
0.8
2
(Ih/I1) * h
5
0.0695
0.0048
25
0.1208
3.6239
0.0175
7 11 13 17 19 23 25
0.0726 0.0761 0.0490 0.0493 0.0408 0.0354 0.0370
49 121 169 289 361 529 625
0.2584 0.7012 0.4062 0.7029 0.6006 0.6639 0.8567
4.7433 6.8095 7.7831 9.6463 10.5439 12.2852 13.1326
0.0250 0.0395 0.0187 0.0235 0.0175 0.0154 0.0180
29 31 35 37 41
0.0408 0.0401 0.0389 0.0367 0.0357
841 961 1225 1369 1681
1.3995 1.5447 1.8501 1.8427 2.1391
14.7883 15.5987 17.1892 17.9706 19.5086
0.0246 0.0251 0.0260 0.0242 0.0248
43 47 49 Σ
0.0326 0.0379 0.0362
0.0053 0.0058 0.0024 0.0024 0.0017 0.0013 0.0014 0.0017 0.0016 0.0015 0.0013 0.0013 0.0011 0.0014 0.0013 1.0362
1849 2209 2401
1.9631 3.1723 3.1546 22.3767
20.2663 21.7610 22.4987
0.0215 0.0313 0.0296 1.3821
.
= 21.5942 dan
. .
.
Pada sisi sekunder yang kumparannya ditempatkan pada sisi bagian dalam belitan transformator, rugi belitannya dapat dihitung sebagai berikut: I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW Rugi dalam rating transformator : I22.R = 41.4023 x (0.1683)2 = 6.96705 kW
0.8
Kenaikan temperatur titik terpanas belitan transformator karena pengaruh harmonisa arus mengacu IEEE Standard C57.110-2008 dimana angka per-unit nya dibuat dalam nilai sebenarnya [13] menjadi: 68
55
6.96705 41.400
154.699 2.4 42.570 2.4
.
= 28.22 0C Titik terpanas (hot spot) pada konduktor dapat dituliskan sebagai berikut: 44.2 + 28.22 = 73.42 oC, apabila ambient temperatur pada gardu induk dimana transformator tersebut ditempatkan rata-rata adalah 300C, maka titik terpanas pada konduktor menjadi:
Dari tabel didapatkan .
227.413,56 258.000,00
= 45,2oC
Tabel 6 Perhitungan faktor rugi harmonisa transformator GI Tosan 2
50
= 1.3338
73.42 + 30 = 103.42 0C Ketika dilakukan pengukuran, beban transformator tercatat 698 amp atau 40% dari kapasitasnya. Akar dari Ih dibagi I1 didapat 1.0180 sehingga rugi berbeban, PLL (pu) = 1.01802 . 0.402 = 0.1683
Karena transformator menggunakan non thermally upgrade insulation paper sebagai isolasi, maka temperatur titik terpanas diatas kemampuan isolasi kertas transformator (980C) yang digunakan untuk melapisi konduktor belitan, sehingga terjadi proses percepatan penuaan isolasi, disamping terjadi peningkatan rugi-rugi berbeban transformator sebesar 152.4 kW (227,413.56 – 75.022) atau meningkat sebesar 203 %.
Dari data didapatkan R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 = 230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp Dari persamaan (5) didapatkan total rugi sasar lain sebagai berikut: PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092) = 129 kW 129 0.33 = 42.57 kW 129
42.57 = 86.43 kW
Rugi-rugi transformator tersebut selanjutnya dikelompokan dalam tabel berikut: Tabel 7 Perhitungan rugi-rugi transformator.
Gambar 5 kurva temperatur transformator #1 GI Tosan mengacu kepada IEEE Std C-57,91-1995
Laju penuaan relative (V) untuk kertas isolasi belitan didefinisikan dengan persamaan : Dari persamaan (9) didapatkan
6
/
103.42 0C.
Dengan memasukan .
Maka V =
tidak), sedangkan yang distorsi harmonisa arusnya rendah 10% (90% tidak). Dari informasi ini dapat ditulis notasi untuk probabilitas adalah :
(14)
/
ǀ
0.7
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya tinggi.
ǀ
0.35
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya sedang.
ǀ
0.1
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya rendah.
= 2.47 Transformator di estimasikan terjadi penurunan usia teknisnya 2.47 kali lebih cepat dari desain. Metode yang sama untuk perhitungan transformator lain didapatkan hasil sebagai berikut: Tabel 8. Pengaruh distorsi harmonisa arus pada transformator
Dari teorema Bayes dapat ditulis probabilitas kerusakan pada subsistem isolasi pada transformator yang distorsi harmonisa arusnya tinggi adalah sebagai berikut:
ǀ
ǀ
.
V.
ANALISA RESIKO
Dengan melakukan kuantifikasi data tabel 8, karena pengaruh harmonisa arus diketahui ada 2 unit transformator (GI Tosan dan GI Pulogadung) mempunyai resiko tinggi terjadi kegagalan fungsi, 1 unit transformator (#8 GI Pulogadung) mempunyai resiko sedang terjadi kegagalan fungsi dan 5 unit transformator memiliki resiko rendah terjadi kegagalan fungsi. Probabilitasnya dapat ditulis dengan: P(T) = 2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 dan P(R) = 0.625.
ǀ
ǀ
.
ǀ ǀ
ǀ
ǀ
0.6222
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.1556
ǀ
ǀ
0.2222
0.7 0.25
0.7 0.25
0.7 0.25 0,35 0.125
ǀ
.
0,1 0.625
0,35 0.125 0,35 0.125 0,1 0.625 0,1 0.625 0,35 0.125
0,1 0.625
1. Melakukan pemeliharaan rutin dan non rutin yang meliputi antara lain: Untuk transformator yang mempunyai resiko tinggi dilakukan reklamasi minyak dan modifikasi system pendingin, transformator dengan resiko sedang dilakukan reklamasi minyak dan transformator dengan resikonya rendah dilakukan filtering minyak. 2. Melakukan pembatasan pembebanan pada transformator yang mempunyai resiko tinggi, serta melakukan perbaikan transformator yang rusak sebagai cadangan dengan biaya instalasi dengan perbaikan Rp. 3.000.000.000,- dan pemeliharaan rutin tahunan.
ǀ
ǀ . ǀ .
Untuk dapat mempertahankan unjuk kerja transformator pada sampel yang dibahas dalam tulisan ini dilakukan dengan 3 alternatif, yaitu:
Probabilitas konditional untuk kejadian B dengan syarat A adalah P(BǀA), jika A adalah komponen 1 gagal dan B adalah komponen 2 gagal. Probabilitas kondisional P(BǀA) adalah probabilitas kondisi gagalnya komponen 2 dengan syarat komponen 1 tidak berfungsi (gagal), sehingga dapat ditulis dengan [2]:
3. Hanya melakukan pemeliharaan rutin dan tidak melakukan pemeliharaan non rutin apapun.
.
. Dengan mempertimbangkan seluruh konsekuensi biaya seperti: Pemeliharaan rutin Rp. 20 juta/tranformator, modifikasi system pendingin Rp 150 juta/transformator, reklamasi minyak Rp. 161 juta/transformer, filtering minyak Rp15 juta/transformator, melakukan perbaikan belitan transformator Rp. 2.5 Milyar, maka dapat dihitung pada tabel 9 berikut:
Berdasarkan data gangguan transformator di wilayah kerja PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta dan Banten, transformator yang mengalami kerusakan pada sub system isolasi karena distorsi harmonisanya tinggi adalah 70% (30% tidak), dan yang distorsi harmonisa arusnya sedang 35% (65%
7
Tabel 9 Estimasi biaya stategi keputusan asset manager.
Alternatif 1. RA1 = (Rp. 662.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 181.000.000 x 0.1556) + (Rp. 175.000.000 x 0.2222) = Rp. 436.200.000,-. Alternatif 2,RA2 = (Rp. 3.020.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp. 1.633.333.333,-. Alternatif 3, RA3 = (Rp. 2.500.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp. 1.356.000.000,Dari ketiga pilihan yang ditampilkan, maka resiko yang paling rendah dapat diambil sebagai keputusan manajemen adalah alternatif 1. VI. KESIMPULAN [1]
[2]
[3]
[4]
Dari FMEA dan FMECA diketahui komponen paling kritis transformator adalah pada subsistem isolasinya dibandingkan subsistem lainnya, sehingga yang perlu dilakukan adalah mencari penyebab terjadinya kegagalan pada subsistem isolasi transformator. Hasil perhitungan menunjukan adanya laju proses penuaan relatif pada 2 unit transformator yang dijadikan sampel, yaitu pada: Transformer #1, GI Cilegon Baru sebesar 3.03 kali. Transformator #2 GI Tosan sebesar 2,47 kali. Berdasar perhitungan resiko, maka langkah untuk mempertahankan unjuk kerja transformator dalam melayani konsumen adalah alternatif 1, dengan pertimbangan resiko biayanya paling rendah. Upaya lain adalah dengan membatasi konsumen yang diketahui bebannya mempunyai peran besar terhadap meningkatnya komponen harmonisa system tenaga, mengacu kepada IEEE Std 519-1992 seperti yang ditampilkan pada tabel 4.3 mengenai batasan distorsi harmonisa. Akan tetapi upaya ini diluar kendali asset manajer yang diberi kewenangan sebatas mengelola O&M peralatan system penyaluran. VII.
REFERENSI
[1]
Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset Management of Transmission system and associated CIGRÉ activities”.December 2006.
[2]
P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On Economic Of Transformer Management”.June 2004.
[3]
V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power Transformer”.January 2003.
[4]
Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical Power systems Quality”, second edition, 2003.
8
[5]
IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil immersed”, 1995.
[6]
IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on Power System”, may 1996.
[7]
Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma & Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.
[8]
Sumaryadi, Hakim.Y, Parmatrisanti,A. Cahyono,B, ”Asset Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.
[9]
William H. Bartley P.E. International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003
[10]
Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods, and Application” IEEE press, 2005.
[11]
IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000
[12]
IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power transformers”, 2005.
[13]
IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.
[14]
IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.
[15]
Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.
[16]
Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.
[17]
Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII, Malaysia, 2009
[18]
Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009
[19]
Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009
Asset Management, Effort to take transformer performance from harmonics power system impact [Case study in PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta and Banten] Sumaryadi, Nim : 23207320 School of Electrical Engineering and Informatics Institute of Technology Bandung Jalan Ganesha Bandung, Indonesia e-mail :
[email protected]
PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta dan Banten Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia Abstract— Asset Management is a model to manage asset which aimed to optimize the utilization of company resources. The success of asset management depends on the ability to determine the critical components of the equipment and to define its condition. The applied methods are Failure Mode Effect Analysis (FMEA) and Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA). The result of FMEA and FMECA on transformers operated by PT PLN (Persero) P3B Java Bali and with refers to data from International Association of Engineering Insurer 36th Annual Conference, Stockholm 2003, the critical component of transformer is the insulation sub system. Hence the root cause of failure of the insulation sub system should be found. Current distortion harmonic of the non linear load is one of the factors that causes the increasing of transformer winding temperature. Losses increased causes transformer de-rating and relative ageing rate of the transformer paper insulation In this paper we would like to describe the effect of current load distortion harmonic on transformer performance and kinds of effort that taken by the asset manager under acceptable and controllable risk Keyword: Asset Management, FMEA, FMECA, harmonic, de rating transformer
I. INTRODUCTION The limitation or the target of service level toward the consumer made by the company owner is written in the Key Performance Indicator (KPI) which is an indicator of success in managing the assets. The knowledge and workers skill, monetary, and physical asset are precious assets for the company. This makes necessary to make a managing of the three sources inside the asset management in purpose of optimal the resources owned by the company to reach a more effective and efficient result. II. Transformer as an asset of the company owning it is very important and vital for the power system which indicates that the security and its reliability have to always be kept. In reaching the service level there are many factors influencing the transformer performance caused by the operational and maintenance implemented pattern which are not suitable with the technical and condition design and also the environment where the transformer is located.
1
One of them is the high temperature which causes hot spots at the winding which can be generated by many causes, such as the short circuit between the coil and the iron core, the harmonics because of the un-linear loads, or the happening of partial discharge.
Risk
Cost
Manageable Risk ?
Investment in Risk Based Exploitation
Performance
Time
Pig.1 Manageable risk of asset management
Condition examination toward the transformer is the main of the asset management process success to make a decision, such as whether the asset will be kept operated with certain risk counted before, or a repairmen be made at the part of the asset or component which is the problem with a type, kind, and pattern of operation that is the same as before, or repair part of the asset, or return the asset into the initial position, change parts of the tools or components with a different type, kind, and pattern of the operational from before, modernizing the applied tools with the product using the newest technology. All those things are chosen by doing a calculation of probability level for the happening and the consequences of the risk from the decision taken. Method to test the condition (condition assessment) is also determining the success in implementation of the asset management. CIGRÉ working group A2.18 review Life Management Techniques for Transformer [3], utilizing several methods of approach which are done in deciding the test of asset condition, whether it is done manually or automatically which are: 1. Quantifying the imperfect condition by developing the physical process model probability of the appearance failure of the applied tools that it is possible to define what
the characteristic and condition failure of asset. 2. Fingerprints for deciding the conclusion where the conclusion of the maintenance data’s for the order of asset condition assessment for the next period. In this case, the conclusion and the reference used can be implemented for all transformers with the same design and type, and this is often called the fingerprint conclusion. 3. Trend analysis of the assessment result data; the analysis is done periodically to know the pattern that the tendency rate of the asset can be known if any changes or imperfections occur. It is better that the examined data is not based only on one sampling method that it can be compared and it will support the decision if the result of comparing are supporting each other, otherwise it will need another test if the result are not supporting one another. 4. Statistics analysis; this analysis is the most important part from the asset management which is used to decide the action or policy which will be done to the transformer. The in formations which are gotten from the measurement, monitoring and test results can be used to calculate the probability of deviation or imperfection of the tools.
The failure path of each subsystem can be obtained by analyzing the disturbances using FMEA method. The failure path can be the same or supporting between a subsystem and other subsystem. For the example from isolation subsystem, it is gotten: FAILURE PATH INSULATIONS SUB SISTEM
C
M
E
Improper oil preservation and expansion system M Leakage of Compartment diverter OLTC
Dielectric strength reduce
Water contamination
Insulation breakdown
C
Oil Contamination C
PAPER
C
T
Temperature Increase
Over Load Distortion current harmonics
High Temperature (hot spot)
Oil transformers ocsidation
E
Acidity high
C
Insulation papers ocsidation
C
Moisture in insulation papers
Dielectric strength reduce M
Tensile strength reduced
Pig 2. Failure path insulations sub system
From picture 2 it can be traced that there are some steps to go before the isolation is broken. The existing indication and the measuring and testing data’s are analyzed to get the information from the steps before the disturbance to isolation subsystem is happened.
It is started with knowing the subsystems to get the critical component from the transformer system. According to CIGRE 227 Working group A2.18, transformers are divided into nine subsystems which are: a) b) c) d) e) f) g) h) i)
OIL Product degradation insulation papers
To get the critical component, according to FMEA and the historical data’s such as: disturbance or damage data’s which have happened to the transformer, and also the aspects which are concerned in PT PLN (Persero) business process, the aspects which are concerned in the component weighting process are:
Bushing. Cooling system. Oil Preservation and Expansion. Protection. Dielectric or isolation system. On Load Tap Changer. Mechanical Structure. Electromagnetic Circuit. Current carrying circuit.
1. Frequency (F); frequency is how many times disturbances occur during its operation time. 2. Escalation factor (L); this factor is used to defined how big is the impact of one disturbance mode to damage a tool. 3. Cost (C); the criteria of cost is defined based on maintenance cost realization or transformer repairmen when the function failure occurs. 4. Safety factor (S); safety factor is used to defined the impact of disturbance to the tool’s safety factor, environment and people around. 5. Influence to system (Sys); System is availability of transformer only, not the reliability of the whole electrical power. 6. Effect on environment (E); it shows the disturbance effect to the environment.
Those subsystems are the main support from the system which is transformer. The failures which are possibly happen in the subsystems can cause disturbance to the system’s function that to determine any causes fault it had to be made per subsystem. The action and prevention anticipation or problem solving can be better if the model of disturbances can be defined as detail as possible. Failure Mode Effect Analysis (FMEA) method is needed to make the potentially failures list of every mode from the system or tool and the effect to the subsystems of the tool. The steps to do FMEA are:
Tabel 1, Transformer fault causes
a. b. c. d.
Limiting the connected systems and tools. Making list of all systems or components and subsystems. Identifying all components and kinds of failure. Indicating the value of failure or probability to indentify kinds of failure in every component. e. Making list of effects or impacts from any kind of failure in the subsystems. f. Giving codifications or sign to every kind of failure. g. Checking every critical failure.
Transformer Fault causes 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% MV Side
2
Relay
HV Side Unknowed Insulation
Bushing
LA
The value depends on the emphasis of KPI, if it is given more attention to the environment aspects that the environment aspects must be given a bigger number compared to the other subsystem. According to management contact between Jakarta and Banten region and PLN P3B, it is given more attention to system and cost aspects in reaching the performance target in Jakarta and Banten region.
Data The data which is used in the counting is distribution transformer 60 MVA 150/20 kV uses oil as the cooler media and also insulation media, ONAF oil cooler system at fundamental frequency (50 Hz) loss which is gotten from the manufacturer design data (75oC temperature) is as followed: Zero load loss : 38 kW Load losses : 220 kW HV side coil : 150,000 Volt, Wye. Resistance value : 0.62 Ohm LV side coil : 20,000 Volt, Wye. Resistance value : 0.0092 Ohm The hottest temperature maximum (hot spot) according to IEC 354 is 98oC (non-thermally upgrade insulation paper). Maximum increase on ambience condition 30oC temperature is 55oC coil, 50oC transformer oil.
Tabel 2. Impact scoring Aspek Lingkungan
Faktor eskalasi
Lingkungan
Nilai
Eskalasi
Aspek Keselamatan Keselamatan
Nilai
Nilai
Tidak berpengaruh terhadap lingkungan
1
Berdampak rendah
1
Tidak berpangaruh terhadap manusia
1
Berpengaruh terhadap lingkungan
2
Berdampak tinggi
2
Berpengaruh kepada orang sekitar transformator
2
Berpengaruh kepada orang sekitar swich-yard
3
Berpengaruh kepada orang sekitar gardu induk
4
Berpengaruh kepada orang diluar gardu induk
5
Frequensi
Aspek sistem
Frequensi gangguan atau kelainan (%) < 0.1 0.1 - 1 >1-10 >10 - 50 >50 - 100
Nilai
Sistem
Nilai
4
Tidak ada pengaruh pada sistem Berpengaruh < 30 menit Berpengaruh 30 menit s/d 2 jam Berpengaruh 2 s/d 8 jam
5
Berpengaruh > 8 jam
1 2 3
III. HARMONIC IMPACT ON TRANSFORMER
Aspek Biaya Biaya (dalam jutaan rupiah)
1
<1
1
2
1 s/d 10
2
3
>10 s/d 50
3
4
>50 s/d 200
4
>200 s/d 500
5
5
Transformer loss is grouped into load losses and no load losses. Losses without load especially on transformer core which consists of eddy current losses and hysteresis loss. While load losses consist of dc loss (Pdc) on transformer coil and stray losses. Stray losses consist of eddy current losses at coil (PEC) and other stray losses at transformer part. The amount of other stray losses (POSL) depends on the construction of transformer that if it is made in one whole transformer losses equation, it can be written as:
Nilai
>500 s/d 1.000
6
>1.000 s/d 3.000
7
>3.000 s/d 5.000
8
> 5.000
9
PTL = PNL + PLL
After giving value to each of disturbance mode, the ranking of disturbance mode is made. The highest number shows the most critical component from the subsystem. This highest number is center of attention in measuring and testing, this step of Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).
(1)
Where: no load losses PNL and load losses PLL.
Tabel 3 FMECA Transformer 60 MVA 150/20 kV No
1
SUB SYSTEM
SUB SUB SYSTEM
Failure Mode
Insulation
TFC Bushing seal leakage Oil bushing oozing
Bushing Conductor
2
Cooling
3
Oil Preservation and Expansion
4
Protection
Consevator
Dielectric
6
OLTC
7
Mechanical Structure
8
Electro magnetic circuit
9 Current carrying circuit
75 5 3
Freq F 5 3 3
effect
escalat ions
S
Sys
E
C
1 1 1
1 1 1
2 3 3
1 1 1
1 2 2
W 10 18 18
overheating at bushing clamps
1
2
1
1
3
1
1
6
Windings motors damage Fan Bearing damage Change fan contactors Indicatos glass broken Conservator oozing
10 13 11 2 1
3 3 3 2 2
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
3 2 2 1 2
9 6 6 2 4
Silica Gel
Sileca gel saturated
12
3
1
1
1
1
1
3
sudden pressure thermal relay differential bucholz/jansen
Mal protection Human Error Electric relay failure Mechanics relay failure Bucholz relays oozing
15 4 2 10 1
3 3 2 3 2
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
3 3 4 4 4
1 1 1 1 1
1 2 4 3 2
9 18 32 36 16
Control systems failure
11
3
1
1
4
1
2
24
Oil 5
Total fault
Papers
Magnetics core, tight systems, grounding systems Winding,spacer, connektor
Gassing and overheating
2
2
1
1
5
1
9
90
overheating
2
2
1
1
5
1
9
90
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Anomally connection winding to OLTC terminals
1
2
1
1
5
1
4
40
TFC Main tank damage Poor Grounding
75 2 4
4 2 2
1 1 1
1 1 1
2 4 3
1 1 1
1 2 1
8 16 6
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Winding deformations
1
2
1
1
5
1
8
80
Poor Grounding
4
3
1
1
3
1
1
9
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Anomally connection winding to OLTC terminals
1
2
1
1
5
1
4
40
Winding deformations
1
2
1
1
5
1
8
80
short circuit turn to turn
2
2
1
1
5
1
8
80
Pig. 3 taxonomy transformer losses.
There are some categories of transformer loss based on the causes. Transformer loss because of the load current flow through transformer winding is included in the categories of: a) ohmic loss (I2R), result of load current flow on conductor or coil and it is called as dc loss, b) eddy current losses (PEC) on conductor or winding which is caused by alternating stray flux and other stray losses (POSL) at the core and metal and also transformer wall caused by the cutting of stray flux. To understand the losses on transformer, picture 3 shows the loss taxonomy on transformer.
3
Transformer ability or performance to be able to operate its function highly depends on how big the losses that it need to be found the load losses and harmonic loss factor to get eddy current loss and also other stray losses. The used calculation for the transformer on its rating in per-unit (pu) is: 1
= eddy current loss according the rating In this paper it is examined the transformer which use oil, the formula which is used in this calculation is used to determine the maximum current which can be loaded to the transformer is [15]:
(2)
When: = load loss on transformer rating. = eddy current loss on coil on transformer rating = other stray losses on transformer rating
The maximum current which can be loaded to the transformer, if the number is smaller than transformer load nominal, it is called as de-rating or load limitation
While harmonic factor of eddy current is gotten by the equation:
∑
∑
To calculate transformer temperature increase using design data on transformer which use oil on the coil, other stray losses become consideration in the operation, but it is not counted on the dry transformer. The temperature of top oil will proportional increase exponentially to the 0.8 power and can be estimated from the losses calculation because the harmonic [5] in the equation below:
(3)
For the harmonic factor of other stray losses is gotten from the equation below: ∑
.
.
∑
(4)
.
(9)
Where: h Ih I1
= harmonic factor for other stray losses. = hth harmonic order. = current with hth harmonic component = fundamental load current (ampere)
Where: = top oil temperature rating = no load losses
To calculate transformer capacity using the design data, according to IEEE Std C57.12.90-1993 and IEEE Std C57.12.91-1995, the other stray losses component from the load losses is calculation by including dc loss (I2R) from transformer losses data [13] in the equation below:
.
.
While total load losses is PLL, the same with:
(5)
C
(11)
0
(12)
and can be written as:
.
C
Where: = Hot spot on the conductor exceed the transformer top oil increase rating.
(6)
The hottest spot on conductor exceed the transformer rating temperature which can be written as:
Other stray losses can be calculated by using the equation: Watt
0
.
Assumption which is used in IEEE Std C57.110-1998 for transformer with oil cooler type to get eddy current loss by using the calculation of other stray losses is using the method as follow: Watt
(10)
is an ohmic loss because of the current Where harmonic impact, hot spot on coil conductor will increase exceed the top oil temperature because of the proportional increase exponentially to the 0.8th power and can be calculated by the equation [5]:
Where: K = 1.5 for three phase transformer. = total of other stray losses according the rating. = load losses according the rating. R1 = resistance value (3phase) on high voltage side. = resistance value (3phase) on low voltage side. R2 = current rating on main high voltage side. = current rating on secondary low voltage side.
0.33
(13)
(7)
The increase on hottest spot temperature on winding can be estimated because the distribution from harmonic. This calculation is used to limit the increase transformer working
Where: = other stray losses according the rating = total stray losses according the rating
4
temperature caused by the increase of load losses, caused by the harmonic element on load current.
Calculation of the harmonic influence is according to the international standard (IEEE Std C57.110TM-2008). The result of the harmonic measurement at the transformer #1 GI Tosan moreover is calculated with the formula (3) and (4) to get the harmonic factor of eddy current loss magnitude (FHL) and harmonic factor of other target losses (FHL-STR). The harmonic as a multiple of 3, such as 3,6,9.. etc is not included in the calculation because it affects only the magnitude of the surface area dimension of the conductor at the neutral grounding. The calculation tabulation is as follow:
IV. CALCULATION The harmonic data is taken from several locations of main electrical relay station of PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta and Banten with chosen aspect: the pollution aspect can emerge the partial discharge at the isolator which affects the magnitude of the harmonics. The types of consumer load are considered as the harmonic contributor on the power system. An example shown by the calculation of the Tosan substation (s/s) transformer which serves the arc furnace industrial consumer type, monitoring at the secondary side for 7 days continually.
Table 6. Calculation of the loss factor of transformer harmonic in Tosan s/s h
(Ih/I1)
(Ih/I1)2
Tabel 5. Current harmonics distortion Tosan s/s
1
1.0000
1.0000
1
1.0000
1.0000
1.0000
5
0.0695
0.0048
25
0.1208
3.6239
0.0175
h
h (pu)
100.0000 6.9503 7.2623 7.6127 4.9025 4.9316 4.0790 3.5425 3.7022 4.0793 4.0092 3.8862 3.6688 3.5672 3.2584 3.7896 3.6247
1.0000 0.0695 0.0726 0.0761 0.0490 0.0493 0.0408 0.0354 0.0370 0.0408 0.0401 0.0389 0.0367 0.0357 0.0326 0.0379 0.0362
7 11 13 17 19 23 25
0.0726 0.0761 0.0490 0.0493 0.0408 0.0354 0.0370
49 121 169 289 361 529 625
0.2584 0.7012 0.4062 0.7029 0.6006 0.6639 0.8567
4.7433 6.8095 7.7831 9.6463 10.5439 12.2852 13.1326
0.0250 0.0395 0.0187 0.0235 0.0175 0.0154 0.0180
29 31 35 37 41
0.0408 0.0401 0.0389 0.0367 0.0357
841 961 1225 1369 1681
1.3995 1.5447 1.8501 1.8427 2.1391
14.7883 15.5987 17.1892 17.9706 19.5086
0.0246 0.0251 0.0260 0.0242 0.0248
43 47 49 Σ
0.0326 0.0379 0.0362
0.0053 0.0058 0.0024 0.0024 0.0017 0.0013 0.0014 0.0017 0.0016 0.0015 0.0013 0.0013 0.0011 0.0014 0.0013 1.0362
1849 2209 2401
1.9631 3.1723 3.1546 22.3767
20.2663 21.7610 22.4987
0.0215 0.0313 0.0296 1.3821
1 5 7 11 13 17 19 23 25 29 31 35 37 41 43 47 49
h2
(Ih/I1)2 * h2
h0.8
(Ih/I1)2 * h0.8
From the table it can be calculated .
.
= 21.5942 and
.
.
= 1.3338
When the measurement is made, the transformer load is noted 698 amp or 40% from its capacity. The root of Ih be divided by I1 is counted 1.0180 that the load loss, PLL (pu) = 1.01802 . 0.402 = 0.1683. From the data it is got R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 = 230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp. From the equation (5) we have the total other target loss as follow: PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092) = 129 kW 129 0.33 = 42.57 kW 129
42.57 = 86.43 kW
The loss of the transformer is then classified in the following table: Tabel 7 Calculation transformer losses. Losses type
Pig 4. Curve current harmonics distortion phase A transformer #1Tosan s/s
Losses of transformer rate
Load Losses
Losses correction
No Load Rdc (I 2 R) Eddy Current
38,000.00 38,000.00 38,000.00 91,000.00 15,314.05 15,314.05 42,570.00 7,163.95 21.59 154,699.91
Other Stray Total losses
86,430.00 14,544.98 1.33 19,399.59 227,413.56 258,000.00 75,022.98
From the equation (9) we have
5
Harmonic factor
50
103.42 0C on the equation
input
.
227.413,56 258.000,00
.
that V =
/
= 2.47
= 45,2oC
The transformer is estimated to undergo such an age decrease technically 2.47 times faster than the one according to the design.
At the secondary side of the one with the winding placed at the inner side of the transformer coil, the coil loss can be calculated as follow:
The same method for the other transformers calculation results as follow:
I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW Rugi dalam rating transformator :
Table 8. The effect of current distortion impact at the transformer
2
2
I2 .R = 41.4023 x (0.1683) = 6.96705 kW The increase of temperature in the hottest point of the transformer coil because of the current harmonic influence is based on IEEE Standard C57.110-2008 where the number perunit is made in the real amount [13] as: 68
55
6.96705 41.400
154.699 2.4 42.570 2.4
.
= 28.22 0C The hot spot at the conductor can be written as follow: V.
44.2 + 28.22 = 73.42oC, if the temperature ambient at the relay station where that transformer is placed is 30oC on average, the hot spot at the conductor becomes:
By quantifying the data in table 8, because of the current harmonic influence, it is known that there are 2 transformer units (Tosan and Pulogadung s/s) having the high risk of malfunction, 1 transformer unit (#8 Pulogadung s/s) having medium risk of malfunction, and 5 transformer units having low risk of failure. The probability can be written by: P(T) = 2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 and P(R) = 0.625.
73.42 + 30 = 103.42 0C Because the transformer uses non thermally upgrade insulation paper as isolation, the hot spot temperature is above the insulation ability of the transformer paper (98oC) which is used to cover the coil conductor that the isolation aging acceleration process happens beside the occurrence of the increase of transformer load loss in the amount of 152.4 kW (227,413.56 – 75.022) or about 203%.
The conditional probability for the occurrence B, given A, is P(BǀA) for A is the failed component 1 and B is the failed component 2. The conditional probability P(BǀA) is a probability of failure condition of component 2, given component 1 is failed, that it can be written as [2]:
103.42
98⁰C
ǀ
Pig.5 temperature curve of transformator #1 GI Tosan Refer to IEEE standard C-57,91-1995
ǀ
The relative aging rate (V) for the coil isolation paper is defined with the equation: /
ǀ
ǀ
.
ǀ
ǀ
.
.
According to the data of transformer disturbance in the region of work of PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta and Banten, the transformer undergoing damage at the isolation subsystem because the harmonic distortion is high is 70% (30% is not), and the current harmonic distortion is 35% (65% is not), while the one whose current harmonic distortion is low is 10% (90% is not). From this information, the notation for probability can be written as follow:
30⁰C
RISK ANALYSIS
(14)
6
0.7
Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is high.
ǀ
0.35
Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is medium.
ǀ
0.1
Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is low.
Alternative 1, RA1 = (Rp.662,000,000 x 0.6222) + (Rp.181,000,000 x 0.1556) + (Rp.175,000,000 x 0.2222) = Rp.436,200,000. 0.6222) + Alternative 2, RA2 = (Rp.3,020,000,000 x (Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) = Rp.1,633,333,333. 0.6222) + Alternative 3, RA3 = (Rp.2,500,000,000 x (Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) = Rp.1,356,000,000.
From the Bayes’ theorem it can be written the probability of damage at the insulation subsystem at the transformer whose current harmonic distortion as follow.
ǀ
ǀ
.
ǀ
ǀ
0.6222
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.1556
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.2222
0.7 0.25
ǀ . ǀ .
0.7 0.25 0,35 0.125
ǀ
From these three choices presented, the lowest risk which is able to be taken as the management decision is the alternative 1.
.
VI. CONCLUSION 0,1 0.625
[1]
0,35 0.125 0,35 0.125 0,1 0.625 [2]
0,1 0.625 0,35 0.125
0,1 0.625 [3]
To maintain the transformer performance at the sample examined in this paper, 3 alternatives are implemented which are:
[4]
1. Doing routine and not routine maintenance including: the transformer with high risk receives oil reclamation and cooler system modification; the transformer with medium risk receives oil reclamation; and the transformer with low risk receives oil filtering. 2. Limiting the loading at the transformer which has high risk and repairing broken transformers as a reserve with installation cost and repair Rp.3,000,000,000 and yearly routine maintenance.
From FMEA and FMECA, the most critical component of transformer is in the insulation subsystem compared to the other subsystem that the thing needed to be done is finding the cause of the failure at the insulation subsystem at the transformer. The result of the calculation shows the rate of relative aging at 2 transformer unit being the sample which are transformer #1, Cilegon Baru s/s for about 3.03 times and transformer #2 Tosan s/s in the amount of 2.47 times. Based on the risk calculation, the step in order to maintain the transformer performance in serving the consumer is the alternative 1 with the lowest cost of risk judgment aspect. The other effort is by limiting the consumer who is known as having a big role of the load toward the increase of power system harmonic component according to the IEEE Std 519-1992 as it is shown in table 4.3 about the harmonic distortion boundary. However, this effort is out of control of the manager asset who is given authority to manage O&M distribution system tools. VII.
REFERENCE
[1]
Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset Management of Transmission system and associated CIGRÉ activities”.December 2006.
3. Only doing routine maintenance and not doing any non routine maintenance. By considering the whole cost consequences, such as routine maintenance Rp.20 millions/transformer, cooling system modification Rp.150 millions/transformer, oil reclamation Rp.161 millions/transformer, oil filtering Rp.15 millions/transformer, repairing the transformer coil Rp.2.5 billion, it can be calculated as in table 9 below:
[2]
P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On Economic Of Transformer Management”.June 2004.
[3]
V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power Transformer”.January 2003.
[4]
Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical Power systems Quality”, second edition, 2003.
[5]
IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil immersed”, 1995.
Table 9 Cost estimated for the manager asset decision strategy
[6]
IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on Power System”, may 1996.
[7]
Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma & Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.
[8]
Sumaryadi, Hakim.Y, Parmatrisanti,A. Cahyono,B, ”Asset Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.
[9]
William H. Bartley P.E. International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003
7
[10]
Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods, and Application” IEEE press, 2005.
[11]
IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000
[12]
IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power transformers”, 2005.
[13]
IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.
[14]
IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.
[15]
Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.
[16]
Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.
[17]
Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII, Malaysia, 2009
[18]
Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009
[19]
Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009
8
