ANALISIS KEGAGALAN MINYAK ISOLASI PADA...

Analisis Kegagalan Minyak Isolasi (Adib Chumaidy) 41

ANALISIS KEGAGALAN MINYAK ISOLASIPADA TRANSFORMATOR DAYA

BERBASIS KANDUNGAN GAS TERLARUT

Adib Chumaidy

Program Studi Teknik Elektro FTI-ISTNJl. Moh.Kahfi II Jagakarsa-Jakarta Selatan

Email : [email protected]

Abstract

Common problem in power transformers is the emergence of operational failure, whether the failure of boththermal and electrical failures. Thermal and electrical failures generally produce hazardous gases, known asfault gas. Most power transformers that use insulating oil as a coolant also serves other than to dissolve theharmful gases in order not to circulate freely. Identify the type and amount of dissolved gas concentration in theoil, to provide information to the indication of failure that occurs in the transformer. Methods for identifying andanalyzing the gases dissolved in the oil referred to as DGA (Dissolved Gas in Oil Analysis). IEEE std. C57.104 -1991 set a Total Dissolved Combustible Gas (TDCG) of ≤ 720 part per million (ppm) as a normal condition.

Having analyzed both through tools or through manual calculation, transformer PT. Metrpolitan Kentjana Mall1 Pondok Indah in South Jakarta on Transformers Wärtsilä acquired the No. 2 capacity of 2000 kVA, 20 kV / 0.4kV; Dyn5; 3 phase, 50 Hz; brand Starlite and Transformers PLN no 5 B, capacity of 2000 kVA, 20 kV / 0.4 kV;Dyn5; 3 phase, 50 Hz; Unindo brand, has exceeded a predetermined limit the IEEE std. C57.104 - 1991, with atool TDCG 4055 ppm for transformer Wärtsilä No. 2 and 6766 ppm for transformer PLN no 5 B. While manuallyTDCG 3781 ppm for transformer Wärtsilä No. 2 and 6313 ppm for transformer PLN no 5 B. From analysisthrough tools or manual calculation obtained the same results by IEEE std. C57.104 - 1991 and confirmed oncondition of Wärtsilä No. 3 for Transformers 2 and Transformers PLN condition no. 4 to 5B

Keyword : Transformator,Minyak Transformator, DGA,Gas Chromatografi

PENDAHULUANDalam teknik tegangan tinggi, hal yang

paling vital dalam sebuah peralatan adalah sistemisolasi. Apabila sistem isolasi sebuah peralatanburuk maka akan berdampak buruk juga padaoperasi peralatan tersebut. Di dalam trafo, sistemisolasi utama dibentuk dari dua bagian penting,yaitu minyak isolasi dan kertas selulosa.

Ada 4 fungsi utama minyak isolasi trafoyaitu sebagai insulator, pendingin, pelindung danpelarut gas. Sebagai insulator yang dimaksudadalah mengisolasikan komponen di dalam trafoagar tidak terjadi loncatan bunga api (arcing) atauhubungan pendek akibat tegangan tinggi. Minyaksebagai pendingin adalah mengambil panas yangditimbulkan sewaktu trafo berbeban lalumelepaskannya. Minyak sebagai pelindung adalahmelindungi komponen–komponen dalam trafo darikorosi dan oksi-dasi. Dan minyak juga melarutkangas-gas hasil dari proses pemburukan minyak danisolasi kertas.

Di dalam pengoperasiannyatransforma-tor minyak (oil immersed),menghasilkan senyawa–senyawa gas sebagaihasil dari proses penuaan dan dampak darigangguan dan ketidaknormalan operasi trafo.Sangatlah penting untuk mendeteksi danmengenali senyawa–senyawa gas tersebutsebagai dasar untuk mengetahui dampaknyaterhadap operasi suatu Trafo. Minyak isolasimineral dibentuk dari beberapa molekulhidrokarbon yang mengadung gugus kimiaCH3, CH2 dan CH yang dihubungkan olehikatan molekul karbon. Pemutusan beberapaikatan C-H dan C-C dapat terjadi sebagaiakibat gangguan elektrik dan thermal, denganbentuk pecahan kecil yang tidak stabil, dalambentuk radikal atau ion seperti H*, CH3*,CH2*, CH* atau C* yang terkombinasidengan cepat melalui reaksi kompleksmenjadi molekul gas seperti Hidrogen (H-H),Methane (CH3-H), Ethane (CH3-CH3),

Perpustakaan UPN "Veteran" Jakarta


Ethylene (CH2=CH2) atau Acethylene (CH3≡CH3).Data hasil perhi-tungan dengan data hasil uji DGAyang menggunakan gas chromatography dan me-lakukan tindakan yang diambil berdasarkan IEEEstd. C57.104–1991.

Studi diambil dari trafo Wartsila no 2,kapasitas 2000 kVA, 11/0.4 kV, Dyn5, 3 phasa, 50Hz, 91611-3, merk STARLITE dan trafo PLN no5B, kapasitas 2000 kVA, 20/0.4 kV, Dyn5, 3 phasa,50 Hz, merk UNINDO di PT. MetropolitanKentjana Tbk, Pondok Indah Mal 1 Jakarta Selatan

TINJAUAN PUSTAKATransformator adalah alat yang diguna-kan

untuk memindahkan energi listrik arus bolak balikdari satu rangkaian ke rangkaian yang lain denganprinsip kopel magnetik. Tegangan yang dihasilkandapat lebih besar atau lebih kecil dengan frekuensiyang sama.

Prinsip kerja transformator adalahberdasarkan induksi elektromagnit. Jika kum-paranprimer dihubungkan dengan sumber teganganbolak-balik, sementara kumparan sekunder dalamkeadaan tak berbeban, maka pada kumparantersebut mengalir arus yang disebut arus beban nol(Io). Arus ini akan membangkitkan fluk bolak-balikpada inti. Fluk bolak-balik ini dilingkupi oleh kum-paran primer dan sekunder, sehingga pada keduakumparan timbul gaya gerak listrik yang besarnya :

E1 = 4,44 x f x N1 x Фm..................(1)E2 = 4,44 x f x N2 x Фm..................(2)

dengan :E1 = gaya gerak listrik kumparan primerE2 = gaya gerak listrik kumparan sekunderN1 = jumlah lilitan primerN2 = jumlah lilitan sekunderf = frekuensi tegangan sumberΦm = fluk magnet pada inti

Gambar 1. Rangkaian trafo satu phasa

Jika kumparan sekunder dibebani, makapada kumparan tersebut mengalir arus sekun-deryang besarnya (I2). Arus sekunder yang akanmenimbulkan fluk pada inti trafo yang berlawanan

dengan fluk yang ditimbulkan arus Io,dengan kata lain menimbulkan de-magnetisasi pada inti trafo. Untuk mengim-banginya, maka arus dikumparan primerharus bertambah menjadi I1, hingga dipenuhipersamaan :

N1I0 = N1I1- N2I2…………….(3)Gaya gerak listrik pada kumparan akanmenimbulkan medan elektrik yang kuat,teristimewa di sekitar belitan kumparan te-gangan tinggi. Arus yang mengalir padakumparan akan menimbulkan rugi-rugitembaga (i2r), sedangkan fluks pada intimenimbulkan rugi-rugi arus eddy dan rugi-rugi histerisis. Kedua rugi-rugi ini disebutrugi-rugi inti. Semua rugi-rugi tersebut akanmenimbulkan panas pada isolasi trafo. Selainitu arus pada kumparan akan menimbulkangaya mekanik, yang dalam keadaan hubungsingkat gaya tersebut akan menimbulkantekanan yang berat pada isolasi.

Struktur Minyak TransformatorMinyak transformator adalah cairan

yang dihasilkan dari proses pemurnianminyak mentah. Selain itu minyak ini jugaberasal dari bahan organik, misalnya minyakpiranol dan silicon, beberapa jenis minyaktransfor-mator yang sering dijumpai dilapangan adalah minyak transformator jenisDiala A, Diala B dan Mectrans.

Minyak transformator mempunyaiunsur atau senyawa hidrokarbon. Yangterkandung dalam minyak transformator iniadalah senya-wa hidrokarbon parafinik,senyawa hidrokar-bon naftenik dan senyawahidrokarbon aro-matik. Selain ketigasenyawa di atas, minyak transformator masihmengandung senyawa yang disebut aditif,meskipun sangat kecil. Senyawa hidrokarbonmerupakan senyawa yang hanya mengandungunsur karbon dan hydrogen (C dan H).Senyawa hidrokarbon ini merupakan bagianterbesar dari minyak transformator.

Senyawa hidrokarbon alifatik adalahsenyawa hidrokarbon dengan struktur rantaikarbon terbuka. Senyawa yang terma- sukhidrokarbon alifatik, yaitu: 1). Alkana(CnH2n+2), 2). Alkena (CnH2n), 3). Alkuna(CnH2n-2)

Senyawa hidrokarbon alisiklikmenyata-kan adanya rantai lingkar (siklik),yang me-miliki struktur rantai karbontertutup atau struktur berbentuk cincin.



Senyawa hidrokarbon aromatik merupa-kansenyawa yang memiliki rantai karbon tertutup, danmengandung dua atau lebih ikatan rangkap yangletaknya berselang–seling. Beberapa senyawaaromatik berfungsi sebagai penghambat oksidasi(inhibitor) dan penjaga kestabilan. Jika jumlahnyaterlalu banyak akan bersifat merugikan yangberkurangnya kekurangan dielektrik dan ber-kurangnya sifat pelarutan minyak terhadap isolasipadat di dalamnya.

Karakteristik Minyak TransformatorAdapun persyaratan yang harus dipenuhi

oleh minyak transformator adalah sebagai berikut:1). Kejernihan (appaearance) Minyaktransformator tidak boleh ada suspense atauendapan (sedimen), 2). Massa jenis (density);Massajenis adalah perbandingan massa suatu volumecairan pada 15,56°C dengan massa air pada volumedan suhu yg sama. Massa jenis minyaktransformator lebih kecil dibanding air, oleh karenaitu adanya air dalam minyak transformator akanmudah dipisahkan, karena air akan turun ke bawah,sehingga akan lebih mudah dike-luarkan dari tankiminyak transformator, 3). Viskositas kinematik(Kinematic viscosity); Viskositas merupakantahanan dari cairan untuk mengalir kontinyu danmerata tanpa adanya turbulensi dan gaya–gaya lain.Viskositas minyak biasanya diukur dari waktu alirminyak dengan volume tertentu dan pada kondisiyang diatur. Sebagai media pendingin makaviskositas minyak transfor-mator merupakan faktorpenting dalam aliran konveksi memindahkan panas.Berdasarkan ASTM D-445 dan IEC 296 A besarkeken-talan minyak atau viskositas kinematik yangdianjurkan adalah 16 eSt pada suhu 400 C.Viskositas kinematik minyak trafo 10/85933 eSt, 4).Titik Nyala (Flash point); Ini menujukkan bahwaminyak dapat dipanaskan sampai suhu tertentusebelum uap yang timbul menjadi api yangberbahaya. Titik nyala yang rendah jugamenunjukkan bahwa minyak mengandung zat yangberba-haya, seperti zat yang mudah menguap danterbakar, 5). Titik tuang (pour point); Titik tuangdipakai untuk mengidenti-fikasi dan menentukanjenis peralatan yang akan menggunakan minyakisolasi, 6) Angka Kenetralan (neutralizationnumber); Angka kenetralan dinyatakan dalam mgKOH yang dibutuhkan pada titrasi 1 gram minyak.Angka kenetralan merupakan angka yangmenunjukkan penyusun asam dan dapat mendeteksiadanya kontaminasi dalam mi-nyak, kecenderunganperubahan kimia atau cacat/indikasi perubahankimia tambahan. Selain itu angka kenetralan

merupakan petunjuk umum untukmenentukan apakah minyak yang sedangdipakai harus diganti atau diolah kembalidengan melakukan penyaringan, 7). KorosiBelerang (corrosive sulphur); Minyaktransformator dalam pemakaiannya, secarakontinyu atau terus menerus kontak /terhubung langsung dengan bahan–bahanlogam seperti tembaga, besi yang dapatmengalami korosi, 8). Tegangan tembus(Breakdown voltage); Tegangan tembusminyak transformator perlu diukur karenamenyangkut kesanggup-an minyak menahanelectris strees, tanpa kerusakan. Tegangantembus dapat diukur dengan cara memasukan2 buah elektroda bola (setengah bola) kedalam minyak yang akan diukur. Kalaudidapat tegangan tembus yang rendah, makadapat dikatakan minyak transformator telahterkontaminasi, 9). Faktor kebocorandielektrik (dielectric dissipation factor); Nilaiyang tinggi dari faktor ini me-nunjukanadanya kontaminasi atau hasil keru-sakan(deterioration product) misalnya air, hasiloksidasi, logam alkali koloid bermuatan dansebagainya, 10). Stabilitas / kemantapanoksidasi (Oxydation stability); Kestabilan inipenting terutama terha-dap oksidasi, sehinggadapat dievaluasi kecenderungan minyakmembentuk asam dan kotoran zat padat.Asam dan kotoran zat padat yang terbentukakibat oksidasi dan akan menurunkantegangan tembus. Selain itu air dan asammenyebabkan korosi terhadap logam yangada di dalam transformator, sedang kotoranzat padat akan menyebabkan perpindahan(heat transfer) dalam proses pendinginantransformator terganggu, 11). Kandungan air( water content); Adanya air dalam minyakmenyebab-kan turunnya tegangan tembusminyak dan tahanan jenis minyak isolasi danjuga adanya air akan mempercepat kerusakankertas pengisolasi (isolasi paper), 12).Resistans jenis (resistivity); Resistans jenisyang rendah menun-jukkan adanyakontaminasi yang bersifat konduktif(conductive contaminants), 13). Teganganpermukaan (interfacial tension);Adanyakontaminasi dengan zat yang terlarut (solublecontamination) atau hasil hasil kerusakanminyak, umumnya menurun-kan nilaitegangan permukaan. Penurunan teganganpermukaan juga menurunkan indi-kator ygpeka bagi awal kerusakan minyak, 14)



Kandungan gas (gas content); (a). Adanya gasterlarut dan gas bebas dalam minyak isolasi dapatdigunakan untuk mengetahui kondisi transformatordalam operasi, (b). Adanya gas H2, CH4, C2H6,C2H4, C2H2 menunjukkan terjadinya dekomposisiminyak isolasi pada kondisi operasi, sedang-kanadanya CO2 dan CO menunjukkan ada-nyakerusakan pada bahan isolasi.

Kegagalan Minyak TransformatorKegagalan isolasi disebabkan beberapa

sebab, antara lain isolasi tersebut sudah lamaterpakai, berkurangnya kekuatan dielektrik dankarena isolasi tersebut dikenakan tegangan lebih.Pada dasarnya tegangan pada isolasi merupakansuatu tarikan atau tekanan (strees) yang harusdilawan oleh gaya dalam isolasi itu sendiri agarisolasi tidak gagal. Berikut ini akan diuraikanbeberapa faktor yang mempengaruhi mekanismekegagalan pada minyak transformator, yaitu :1). Partikel padat; Partikel debu atau serat selulosayang ada di sekeliling isolasi padat (kertas) seringikut tercampur dalam minyak. Selain itu partikelpadat ini pun bisa terbentuk ketika terjadipemanasan (thermal strees) dan tegangan lebih.Pada saat terjadi medan listrik, partikel–partikel iniakan terpolarisasi dan membentuk jembatan. Arusakan menga-lir melalui jembatan dan menghasilkanpema-nasan lokal serta menyebabkan terjadinyakegagalan pada minyak transformator, 2). Uap Air;Air dan uap air terdapat pada minyak, terutamapada minyak yang telah lama digunakan. Jikaterdapat medan listrik, maka molekul uap air yangterlarut memisah dari minyak dan terpolarisasi. Jikajumlah molekul–molekul uap air ini banyak, makaakan tersusun semacam jembatan yangmenghubungkan kedua elektroda sehinggaterbentuk suatu kanal. Kanal ini akan merambat danmemanjang sehingga terjadi kegagalan minyaktransformator, 3). Kegagalan gelembung;Merupakan bentuk kegagalan isolasi cair yangdisebabkan oleh gelembung–gelembung gas didalamnya. Pembentukan gas karena terjadidekomposisi pada minyak transforma-tor dapatmengakibatkan kegagalan. Adanya pengaruh medanyang kuat antara elektroda, maka gelembung–gelembung gas dalam cair-an tersebut akan salingsambung menyam-bung dan membentuk jembatanyang menga-wali terjadinya kegagalan pada minyaktransformator.

Akibat dari beberapa faktor yangmempengaruhi mekanisme kegagalan pada minyaktransformator dapat mengakibatkan partialdischarge. Partial discharge adalah peristiwa

pelepasan/loncatan bunga api listrik yangterjadi pada suatu bagian isolasi (pada ronggadalam atau pada permukaan) sebagai akibatadanya beda potensial yang tinggi dalamisolasi tersebut. Partial discharge dapatterjadi pada bahan isolasi padat, bahan isolasicair maupun bahan isolasi gas. Standart IEC156 telah menetapkan besarnya tegangantembus berdasarkan tegangan yangmelewatinya saat dilakukan pengujiandielectric strength. Tabel 1 menunjukkanbesar tegangan tembus berdasarkan IEC 156.

Bilamana batasan tersebut dilewati agardifilter ulang, bilamana breakdown voltagesudah tidak bisa dinaikkan lagi (< 0,5 ppm,moisture < 150 ppm, dielectric strength <30kV) sebaiknya minyak diganti.

Pada Gambar 2 menunjukkan suatupengetesan tegangan tembus suatu minyaktransformator.

Gambar 2. Alat uji dielectric strenght

Klasifikasi peningkatan konsentrasi gasdan TDCG (IEEE C57. 104-1991).Kriteria 4 level kondisi telah dikembangkanuntuk mengklasifikasikan kondisi trafo padahasil pengujian minyak isolasi. Tabel 2 dan 3adalah daftar konsentrasi gas untukindividual gas dan TDCG (Total Dissolved

Tabel 1. TeganganTembus minyaktransformator

TeganganOperasi

Untukminyak baru

Untuk minyaksudah dipakai

(kV) IEC 156 IEC 156kV/2,5 mm kV/2,5 mm

> 170 ≥ 50 ≥5070 - 170 ≥50 ≥ 40

< 70 ≥50 ≥30

Tabungelektroda



Combustible Gas) untuk kondisi 1 sampai dengan 4.Tabel ini digunakan untuk membuat penilaiantentang kondisi gas pada trafo baru atau trafo yangtidak memiliki data DGA sebelumya. Nilai–nilaiyang terdapat pada tabel ini adalah hasil consensusber-dasar pd pengalaman dr banyak perusahaan.

Tabel 2 Batas konsentrasi gas individual dan TDCGstandart IEEE C57.104-1991

Tabel 3 Kondisi Transformator berdasarkan standartIEEE C57.104-1991

Catatan : (*) uncombustible gas = tidak termasuk dalamTDCG

Pengujian Minyak Transformator1). DGA (Dissolved Gas in Oil Analysis), DGAadalah salah satu metoda diagnosa kondisi suatutransformator yang dapat dila-kukan dalam kondisionline (transformator beroperasi). Pengujian DGAtelah digu-nakan selama bertahun–tahun sebagai

meto-da untuk membantu memprediksikondisi transformator dan menjadi sumberdata untuk menentukan kondisitransformator, sehingga dapat diketahuisecara dini gejala–gejala kerusakan padatransformator, dan dapat ditindak lanjutiuntuk mencegah kerusakan yang lebih parahpada transformator, 2). Tata Cara danInstruksi Kerja Peng-ambilan SampelMinyak; Ada beberapa hal yang harusdiperhatikan dalam pengambilan sampelminyak DGA, yaitu : (a). Alat yangdipergunakan untuk pengambilan sampel, (b).Cara pengambilan sampel, (c).Durasi antarapengambilan sampel dan pengujian

Alat pengambil sampel minyak DGASyringe adalah suntikan dengan wadahberbahan kaca untuk pengambilan sampelminyak DGA. Maksud penggunaan Syringeadalah agar minyak tidak terkontaminasidengan udara luar, dan menghindarihilangnya gas-gas ringan yang mudah lepasseperti H2.

Gambar 3. Syringe

Oil flushing unit : Unit yang terdiri dariselang silicon, flange, seal dan stop kran yangberfungsi sebagai sarana/fasilitas untukmembuang minyak trafo yang kotor sekaligusmengambil sampel minyak.

Gambar 4. Oil Flushing Unit

Kondisi gas terlarut

Jenisgas

Kondisi1 Kondisi 2 Kondisi 3 Kondisi 4

H2 100 100 - 700701 -1800 > 1800

CH4 120 121 - 400401 -1000 > 1000

C2H2 35 36 -50 51 - 80 > 80C2H4 50 51 - 100 101- 200 > 200C2H6 65 66 -100 101 - 150 > 150

CO 350 351 - 570571 -1400 > 1400

CO2(*) 2500

2500 -4000

4001 -10000 > 10000

TDCG 720721 -1921

1921 -4630 > 4630

Kondisi 1TDCG pada kondisi ini mengindikasikanbahwa operasi trafo normal.

Kondisi 2

TDCG pada kondisi ini menandakankomposisi gas sudah melebihi batasnormal. Bila salah satu gas sudahmelebihi batas level, harus diinvestigasisecara cepat.

Kondisi 3

TDCG pada level ini mengindikasikanpemburukan tingkat tinggi. Bila salahsatu gas melebihi batasan level, harusdiinvestigasi dengan cepat. Lakukantindakan untuk mendapatkan trendgangguan.

Kondisi 4TDCG pada level ini mengindikasikanpemburukan yang sangat tinggi.Melanjutkan operasi trafo akanmengarah pada kerusakan trafo.



Cara Pengambilan SampelBerikut ini adalah instruksi kerja pengambilansampel minyak DGA : 1). Persiapan :(a) Siapkanember atau sejenisnya untuk menampung minyaktrafo, (b) Pasang oil flushing unit pada drain valvemain tank trafo, (c) Atur stop kran pada posisimenutup, (d) Persiapkan syringe untukpengambilan sampel minyak.

Pelaksanaan :1) Buka drain valve main tank trafo, 2) Lakukanproses pembersihan/flushing terlebih dahulu, 3).Tutup stop kran, 4). Pasang jarum pada syringe, 5).Buka katup pada syringe dan suntikan syringe padaselang silicon, 6). Sedot minyak dari selang, 7).Pastikan tidak ada udara (gelembung udara) yangmasuk ke dalam Syringe, 8). Tutup kembali katuppada syringe, 9). Pindahkan minyak dari syringe kebotol/vial dengan cara menyuntikkan minyak kedalam botol/vial tanpa membuka tutupnya, 10).Ambil sampel minyak sebanyak ± 10 ml untuk ujiDGA.

Penyelesaian1) Beri label pada sampel minyak

Gambar 5. Sampel minyak yang telah diberi label

2). Simpan sampel minyak dan lindungi dari panasmaupun sinar matahari langsung, 3). Lepaskanjarum suntik dari syringe, 4). Tutup kembali drainvalve main tank trafo, 5). Buka stop kran untukmengeluarkan sisa minyak pada oil flushing unit(tampung dalam ember), 6). Lepaskan oil flushingunit dari drain valve main tank trafo, 7). Pastikandrain valve telah terpasang dengan benar.

Metoda Pengujian DGA1). Metoda Ekstraksi, Sampel diekstraksi sehinggagas–gas yang terkandung dapat dipisahkan dariminyak dengan beberapa cara sampling vakum: (a)Sampel diambil ke dalam alat akstraktor dengantanpa gelembung.

Gambar 6. Pengambilan sampel minyak ke dalamalat ekstrator

(b) Sampel dikocok sehingga gas akanterpisah dari minyak.

Gambar 7. Sampel minyak yang dikocok.

Gambar 8. Gas yang terpisah dengan minyak

Gambar 9. Gas yang sudah terpisah diambil dandikumpulkan ke dalam syringe



Sampel minyak transformator yang telah diekstrakdan sudah terkumpul berupa gas pada syringe(Gambar 9), dimasukkan ke dalam kolom melaluiseptum. Sampel dapat diambil ± 0,1 – 10 µl.

Gambar 10. Tempat penyuntikan

Metoda Gas ChromatographySecara umum, chromatography merupakan

suatu istilah yang menggambarkan tek-nik yangdigunakan untuk memisahkan komponen-komponen dari suatu campuran / sampel. Gaschromatography (GC), adalah suatu alat yangdigunakan untuk memisahkan dan mendeteksijenis–jenis gas yang telah diekstrak dari minyaksampel. Dalam minyak transformator terdapatberbagai macam gas, yang terdiri dari gas–gas yangmudah terbakar (combustible gas) dan gas–gas yangtidak mudah terbakar (uncombustible gas). Adapunjenis gas yang dapat mempengaruhi kinerjatransformator ada 9 jenis seperti yang terdapat padaTabel 4, dan Tabel 5 adalah interpretasi gangguanberdasarkan pada gas–gas yang terdeteksi.

Tabel 4. Jenis gas yang terlarut dalam minyaktransformator

Tabel 5. Interpretasi gas-gas yang terdeteksi

Gas terdeteksi Interpretasi

Nitrogen dan Karbondioksida, atau karbonmonoksida ataukeduanya

Transformatorberoperasi denganbeban lebih atauberoperasi dengansuhu tinggi, yangmengakibatkan isolasikertas mengalamikerusakan.

Nitrogen dan hidrogen Terjadi korona,elektrolisis air danhydrogen atau terdapatkarat ( rusting ).

Nitrogen, hydrogen,metana dan sedikitetana dan etuna

Terjadi loncatan bungaapi kecil (sparking) atauada sebagian kecilminyak isolasi yangbreakdown.

Nitrogen, hydrogen,metana dan karbondioksida, dan sedikithidrokarbon (sedikitetuna tidakterdeteksi).

Terjadi loncatan bungaapi kecil (sparking) atauada sebagian kecilminyak isolasi kertasyang rusak

Nitrogen denganhydrogen yang tinggi,dan sejumlahhidrokarbontermasuk etuna.

Terjadi loncatan bungaapi kecil yang panjang (arcing) akibat detorasiminyak isolasi.

Sama dengan di atasditambah dengankarbon dioksida dankarbon monoksida.

Sama dengan di atas,arcing juga terjadi padaisolasi kertas.

Prinsip Kerja Gas ChromatographyPrinsip kerja dari sistem Gas

Chromatography adalah gas pembawa dangas bakar dialirkan secara terus menerus darisebuah tabung silinder yang bertekanantinggi 120 Bar dengan melewat sebuahpengatur tekanan menjadi 3 Bar. Gaspembawa akan melewati pressure switchyang berfungsi untuk mendorong gaspembawa yang menuju ke ThermalConductivity Detector filaments jika gaspembawa terhenti. Electronic mass flowcontroller berfungsi sebagai pengatur jumlahaliran gas yang diperlukan, ini sangat pentingkarena jumlah aliran gas akan berpengaruhpada waktu retensi pada saat dianalisa. Bypass valve berfungsi untuk membuang gas

Jenis gas Simbol SifatHidrogen H2 UncombustibleOksigen O2 UncombustibleNitrogen N2 UncombustibleMetana CH4 CombustibleKarbonMonoksida CO Uncombustible

Karbon dioksida CO2 UncombustibleEtana C2H6 CombustibleEtena C2H4 CombustibleEtuna C2H2 Combustible



pembawa maupun gas sampel, jika terjadipenghentian analisis secara mendadak. Sebagaicontoh apabila terjadi pemadaman listrik mendadak,maka by pass valve akan terbuka dan membiarkangas pembawa serta gas sampel keluar dari kolomdan Methanizer, agar tidak terjadi kerusakan. Gaspembawa akan mengalir menuju TCD, injector ataudosing valve selanjutnya menuju kolom. Sampelgas dimasukkan ke dalam dosing valve denganmemutar saklar posisi injector. Apabila sampel gassudah dimasukkan pada loop, saklar diputar padaposisi load, maka gas pembawa akan membawa gassampel ke dalam kolom. Di dalam kolom ini akanterjadi pemisahan senyawa–senyawa gas. Segerasenyawa–senyawa gas keluar dari kolom denganwaktu yang berbeda – beda, menuju ke TCD,selanjutnya akan mengalir ke Methanizer dan FIDyang telah dialiri oleh hidrogen. Di FID inilahsenyawa-senyawa gas tersebut akan dibakar. FIDmemerlukan udara bersih dari luar saat terjadipemrosesan, yang telah disiapkan melalui filterhidrokarbon. Filter yang kotor akan mempengaruhitinggi puncak dan garis dasar kurva yang dihasilkanoleh FID.

Gambar 11. Skematik Gas Chromatography

Electronic mass controller juga dipasang untukmengatur aliran udara yang menuju ke FID.Perekam akan mencatat isyarat yang diberikan olehdetektor sebagai fungsi waktu, dan sebuahchromatogram yang akan diproses oleh data laluhasil chromatogram dapat diprint out. Untukmengetahui prinsip kerja gas chromatography dapatdilihat pada Gambar 11.

1). Waktu Retensi; Yaitu waktu yangdiperlukan oleh sampel mulai dari saat injeksisampai timbulnya peak maksimum. Wakturetensi masing–masing senyawa memilikiwaktu yang berbeda. Untuk senyawa tertentu,waktu retensi sangat bervariasi dantergantung pada titik didih senyawa dantemperatur kolom.

Gambar 12. Waktu retensi

2). Perekam dan Chromatogram; Hasilrekaman berupa kurva sinyal terhadap waktu.Hasil akan direkam sebagai urutan puncak–puncak, setiap puncak mewa-kili satusenyawa dalam campuran yang me-laluidetektor. Sepanjang kondisi dalam kolomterkontrol, maka dapat menggunakan wakturetensi untuk membantu mengidentifi-kasisenyawa yang hadir. Area di bawah puncaksebanding dengan jumlah setiap senyawayang telah melewati detektor dan area inidapat dihitung secara otomatis melaluikomputer yang dihubungkan dengan sistemdata.

Gambar 13. Hasil Chromatogram

Analisa KualitatifAnalisa kualitatif pada gas chromatographyadalah identifikasi komponen dari suatuchromatogram. Hal ini terutama dilakukandengan membandingkan senyawa–senyawareferensi standart. Umumnya data kromato-grafi disajikan sebagai grafik respon detektor(sumbu y) terhadap waktu retensi (sumbu x),yang disebut Chromatogram. Hal ini mem-



berikan puncak spektrum untuk sampel yangmewakili analytes hadir dalam sampel eluting darikolom pada waktu yang berbeda. Suatu senyawadikatakan berbeda jika salah satu senyawa dengansenyawa lainnya memiliki waktu retensi yangberbeda. Tetapi jika senyawa tersebut memilikiwaktu retensi yang sama dengan alat uji yangberbeda, maka dapat disimpulkan bahwa senyawatersebut adalah sama.

Gambar 14. Perbandingan hasil chromate-gram standartdengan sampel.

Analisa KuantitatifAnalisa kuantitatif dalam gas chromate-graphyberarti menentukan nilai konsentrasi senyawatersebut (ppm) dari komponen–komponen yangterpisah pada chromate-gram. Analisa kuantitatifdari komponen–komponen yang terpisah dapatdilakukan dengan dua cara, yaitu pengukuran tinggipuncak kurva dan luas daerah puncak kurva (area).

RtSinyal (µV)

h = Height

W½ W = Width

(waktu (min)

Gambar 15. Lebar dan Tinggi puncak kurvachromatogram

Langkah–langkah dalam perhitungan mencari nilailuas daerah (area) secara manual adalah sebagaiberikut : 1). Pencarian nilai lebar puncak kurva,pada setengah tinggi puncak kurva, 2). Pencariannilai tinggi puncak kurva.

Lebar puncak kurva pada setengah tinggipuncak (peak width)

1). Pengukuran skala Retention Time (Rt)pada chromatogram dari satuan menit kedalam satuan sentimeter, (X). 2). Penentuantitik tengah yang membagi tinggi puncakmenjadi dua bagian yang sama gunapengukuran lebar pada sete-ngah tinggipuncak, 3). Pengkuran lebar puncak secaramendatar pada titik tengah tersebut,masukkan ke dalam satuan sentimeter, (Z),4). Perubahan Z dari satuan cm ke dalamsatuan menit (W1/2) dengan persamaan :

12 tW R=

Z X1

2

tR . ZW =X

……………………(4)

dengan :W1/2 = waktu lebar puncak pada setengah

tinggi puncak (menit)Rt = waktu retensi (menit)Z = lebar puncak pada setengah tinggi

puncak (cm)X = panjang waktu retensi (cm)

Rt

(µV) Z (cm)h1

W1/2 (min)W1/2

waktu (min)

Rt (min) X (cm)

Gambar 16. Lebar puncak pada setengah tinggipuncak kurva (W½ )

Tinggi puncak kurva ( peak height )1). Pengukuran tinggi puncak kurva darigaris dasar sampai puncak, dalam satuansentimeter, ( h1), 2). Pengukuran skalachromatogram dari garis dasar sampaidengan puncak maksimum (maximum peak)dalam satuan sentimeter, (h2), 3). Perubahantinggi puncak, h2 dari satuan cm ke dalamsatuan µV (h3), lihat hasil chromatogram, µVpaling atas dikurangi nilai µV paling bawah,4). Perubahan h1 dari satuan cm ke dalamsatuan µV (h4), dengan menggunakanpersamaan:



2 3

1 4

h h=h h

1 34

2

h .hh =h

……….……………(5)

dengan :h1 = Tinggi puncak kurva (cm)h2 = Skala panjang chromatogram (cm)h3 = Skala chromatogram (µV)h4 = Tinggi puncak kurva (µV).Dari persamaan (4) dan (5) digunakan untukmenghitung luas area ( A )

A = W½ x h4 ( min*µV)………………(6)

h1 (cm) (µV2)

h2 (cm)

h4( µV)

h3(µV) = µV2- µV1

(µV1)

Gambar 17. Tinggi puncak kurva

Sebelum menganalisa kandungan gas yang terlarutpada minyak trafo, ada beberapa parameter yangdibutuhkan sebagai acuan atau standart pengukuran.Adapun nilai standart pada masing – masing gasdapat dilihat pada Tabel 6.

Tabel 6. Nilai Standart pengukuran

a). FID Channel

b. TCD Channel

Konsentrasi gas terlarut dalam MinyakTrafoSetelah data–data terlengkapi maka perhi-

tungan konsentrasi dapat dihitung. Langkah–langkah perhitungan adalah sebagai berikut :a) Penentuan faktor referensi (Referencefactor) dengan persamaan :

1f

1

C

AR = ……………………..……(

7)dengan :C1 = konsentrasi gas standart (ppm)A1 = area standart (min*µV) .b). Penentuan volume gas sampel, dalam halini diperoleh dari sampel sebesar :

Sampel 1( S1) = 2,1 mlSampel 2 ( S2 ) = 3,1 mlSampel 3 ( S3 ) = 1,6 mlSampel 4 ( S4 ) = 2,1 ml

c). Penentuan volume minyak sampel, daridata volume oli sampel 40,0 ml, d).Penentuan koefisien kelarutan setiapsenyawa

Rumus perhitungan konsentrasi gas adalah :

)2 2 f CVg

(Vo

C = A . R . S

(ppm)………(8)dengan :C2 : Konsentrasi gas sample (ppm)A2 : Area sampel (min*µV)Rf : Faktor referensiSC : Koefisien KelarutanVg : Volume gas sampel (ml)Vo : Volume oli sampel ( ml )

HASIL dan BAHASANData transformatorAdapun Transformator yang diuji adalahsebagai berikut : a). Trafo Wartsila no 2,kapasitas 2000 kVA, 11/0.4 kV, Dyn5, 3phasa, 50 Hz, 91611-3, merk Starlite, 40 C,b). Trafo Wartsila no 6, kapasitas 2000 kVA,11/0.4 kV, Dyn5, 3 phasa, 50 Hz, 91611-1,merk Starlite, 40 C, c). Trafo PLN no 5B,kapasitas 2000 kVA, 20/0.4 kV, Dyn5, 3phasa, 50 Hz, 47688, merk Unindo, 75 C, d).Trafo PLN no 7B, kapasitas 2000 kVA,20/0.4 kV, Dyn5, 3 phasa, 50 Hz, 83687,merk Unindo,68 CUntuk Trafo Wartsila no 2 dan TrafoWartsila no 6 adalah transformator step down

NoRet

(min)Height(µV)

Area(min

*µV)

NameConsc(ppm)

1 2,2 9840 798 CO 19802 4,2 6957 804 CH4 19503 7,2 5967 610 CO2 20504 9,2 12519 1268 C2H2 19205 10 12920 1447 C2H4 19506 11 10968 1400 C2H6 1910

NoRet

(min)Height(µV)

Area(min*µV)

NameConc(ppm)

1 0,7 368 17,3 H2 1990



3 phasa yang sumber tegangannya dipasok dariGenerator dengan tegangan masukan 11 kV, dengantegangan keluaran 400 V, dioperasikan apabilapasokan listrik dari PLN mengalami gangguan.Sedangkan Trafo PLN no 5B dan Trafo PLN no 7Badalah transformator step down yang sumbertegangannya dipasok dari PLN, dengan teganganmasukan 20 kV dengan tegangan keluaran 400 V.Untuk menganalisa lebih lanjut, Hasil TesPengujian dilampirkan di bawah ini :

Tabel 7. Hasil tes uji trafo Wartsila no 2

Tabel 8. Hasil Tes uji trafo Wartsila no 6.

Tabel 9 Hasil tes ujian trafo PLN no 5B.

Tabel 10. Hasil tes uji trafo PLN no 7B.

Tabel 11. Hasil analisa Kuantitatif Trafo Wartsilano 2

Perhitungan Manual Nilai Area danKonsentrasi GasNilai AreaSebagai analisa perhitungan nilai area dari 4sampel minyak trafo yang diuji, diambil salahsatu contoh dari hasil tes pengujian trafowartsila no 2.

Tabel 12. Hasil uji dgn gas chromatographyPeak list – FID channel:

Peak list TCD

NoRet

(min)Height(µV)

Area(min*µV)

NameConctr(ppm)

1 2,2 20.784 1.674 CO 2402 4,4 13.419 1.536 CH4 1963 7,2 22.017 2.251 CO2 1.0724 9,2 23,4 2,2 C2H2 0,525 10,0 57.168 6.392 C2H4 1.8546 11,0 16.457 2.090 C2H6 1.736

NoRet

(min)Height(µV)

Area(min*µV)

NameConctr(ppm)

1 0,7 69,0 3,4 H2 28,5



Gambar 18. Hasil chromatogram trafo Wartsila no 2

Dari data di atas untuk mencari nilai Area adalahsebagai berikut :

Nilai lebar puncak pada setengah tinggi puncakkurvaDiketahui dari hasil chromatogram CO :Waktu retensi (Rt) = 3 menit, ukuran penggaris (X)= 3,75 cm, lebar puncak pada setengah tinggipuncak (Z) = 0,1 cm. Untuk mendapatkan nilailebar puncak pada setengah tinggi puncak dalamsatuan menit (W½), masukkan persamaan (4) :

12

tR . ZW =X

12

3 menit . 0,1 cmW =

3,75 cm= 0,08 menit

Sehingga diperoleh lebar puncak kurva, padasetengah tinggi puncak kurva (W½) pada hasilchromatogram CO = 0,08 menit.

Nilai Tinggi puncak kurvaMasih dalam analisa hasil chromatogram CO,diketahui tinggi skala chromatogram (h2) = 2,9 cm,h3 = (89.866 – 23.759) µV, Tinggi puncak kurva(h1) = 0,95 cm. Untuk mencari nilai tinggi puncakkurva dalam satuan µV (h4), masukkan persamaan(5) :

1 34

2

.h= hhh

42,9 cm

0,95 cm . 66 .107=h μV = 21.655μV

Diperoleh tinggi puncak kurva (h4) pada hasilchromatogram CO = 21.655 µV.Untuk mencari nilai W½ dan nilai h4 berikut-nya,menggunakan persamaan yang sama.Setelah didapat nilai lebar puncak kurva, padasetengah tinggi puncak kurva dan nilai tinggipuncak kurva, maka nilai Area dapat dihitungmenggunakan persamaan (6) :

A = W½ x h4 ( min*µV)= 0,08 menit x 21.655 µV= 1.7320 (min* µV)

Berdasarkan persamaan di atas, hasil darinilai perhitungan manual dapat dilihat padaTabel 13 dan Tabel 14.

Tabel 13. Hitungan manual lebar puncak kurvapada setengah tinggi tinggi puncak

Tabel 14. Perbandingan puncak kurva denganhasil chromatogram.

Konsentrasi Gas yang Terlarut dalamMinyak TrafoHasil tes pengujian trafo Wartsila no 2sebagai contoh analisa pada bagian ini.Ambil CO sebagai senyawa yang akandianalisis. Sebagai langkah pertamamenentukan faktor referensinya denganperbandingan konsen-trasi gas standartdengan area standart (Tabel 7), denganmenggunakan persamaan (7) :

Rf (CO) = C1/A1

= 1980 / 798= 2,4812

Untuk nilai Rf senyawa berikutnyamenggunakan persamaan yang sama. Karenanilai standart masing–masing senyawaberbeda, maka akan menghasilkan Rf yangberbeda juga. Selanjutnya, untuk mencarinilai konsentrasi gas (CO), menggunakanpersamaan (8) :

Sinyal Peak Nama Rt/XZ

(cm)W½

(cm)

FID

1 CO 0,8 0,1 0,082 CH4 0,8 0,15 0,123 CO2 0,8 0,125 0,14 C2H2 0,8 0,013 0,0015 C2H4 0,8 0,14 0,1126 C2H6 0,8 0,15 0,12

TCD 1 H2 0,8 0,13 0,01

Sinyal Peak Nama

Hasilperhitungan luas

Area DiviasiManual Alat (%)

FID

1 CO 1.732 1.674 3,342 CH4 1.641 1.536 6,393 CO2 2.280 2.251 1,274 C2H2 - 2,2 -5 C2H4 6.383 6.392 0,146 C2H6 1.915 2.090 9,13

TCD 1 H2 1,1 3,4 2,09



)2 2 f CVg

(Vo

C = A . R . S ppm

)2 (CO)2,1

C = 1.732 2,4812 1,1 (40,0

= 248,1771 ppm

Interpretasi Hasil PengujianDengan menggunakan persamaan di atas, hasilperhitungan manual yang di bandingkan dengan alatdari ke 4 transformator yang dilakukan dapat dilihatpada Tabel 14. Pada perhitungan tersebut dapatmengindikasikan kondisi transformator berdasarkanIEEE Standard C57.104 – 1991.

Tabel 15. Perbandingan hasil TDCG antara perhitunganmanual dengan perhitungan alat otomatis (GasChromatography)

Untuk nilai hasil perhitungan manual dan nilai hasilperhitungan menggunakan alat otomatis masihterdapat perbedaan, namun perbedaan tersebut tidakterlalu menyimpang (10%). Dari nilai TDCGmemberikan suatu kondisi yang sama menurutIEEE standard C57 . 104 – 1991. Dari ke empattransforma-tor tersebut terdapat dua unit yangdinya-takan tidak normal menurut IEEE standardC57 . 104 – 1991, yaitu trafo wartsila no 2 dan trafoPLN no 5B.

Interpretasi Hasil Tes Pengujian Trafo Wartsilano 2

Hasil Tes Pengujian Trafo Wartsila no 2dapat dilihat dari Tabel 7 dibawah ini :

Dari tes DGA di atas dapat dilihat bahwasenyawa–senyawa (berwarna kuning),kandungan gas yang terlarut dalam minyaktransformator melebihi batas yang telahditetapkan IEEE std. C57.104 – 1991.Kandungan gas yang terlarut dalam minyaktransformator tersebut adalah Methana,Ethylene, Ethana, Hidrogen dan sedikitAcethylene. Berdasarkan Tabel 7 melihat gasyang terdeteksi mengindikasikan pemburuk-an tingkat tinggi karena adanya loncatanbunga api kecil atau ada sebagian kecilminyak isolasi kertas yang rusak.

Interpretasi Hasil Tes Pengujian TrafoPLN no 5B

Dari hasil tes DGA dapat dilihat bahwasenyawa–senyawa (berwarna kuning),kandungan gas yang terlarut dalam minyaktransformator melebihi batas yang telahditetapkan IEEE std. C57.104 – 1991.Kandungan gas yang terlarut dalam minyaktransformator tersebut adalah Methana,Ethylene, Ethana, sedikit Acethylene danHidrogen yang sangat tinggi. BerdasarkanTabel 9 melihat gas yang terdeteksi mengin-dikasikan pemburukan sangat tinggi karenaadanya loncatan bunga api kecil yangpanjang akibat detorasi minyak isolasi.

No Nama TrafoTDCG

Dev(%)

IEEE Std. 157.

Man Alat104 - 1991

Man Alat

1Trafo wa-rtsila no 2

3.781 4.055 7,24 Kondisi 3 Kondisi 3

2Trafo wa-rtsila no 6

387 408 5,42 Kondisi 1 Kondisi 1

3Trafo PL-Nno 5B

6.313 6.766 7,17 Kondisi 4 Kondisi 4

4Trafo PLN no 7B

502 554 10,3 Kondisi 1 Kondisi 1



SIMPULANDari hasil perhitungan dan analisis, dapat diambilbeberapa kesimpulan sebagai berikut: 1).Transformator Wartsila no 2 mempunyai TDCG4.055 ppm dan transformator PLN no 5Bmempunyai TDCG 6.766 ppm, 2). Berdasarkanpengukuran dengan alat diketahui bahwa kondisi 3dan 4 berada pada transformator Wartsila no 2 dantransformator PLN no 5B, karena nilai TDCGmencapai 89 %, 3). Berdasarkan perhitunganmanual nilai TDCG hanya mencapai 88,5 %.Kedua hal tersebut diatas melebihi standart yangtelah ditetapkan IEEE standart C57. 104 – 1991.

DAFTAR PUSTAKAASTM D 3613 – 87 Standart Method of sampling

Electrical Insulating Oil by Gas Analysis danDetermination Of Water content.

Braithwaite, A & Smith, F.J. 1999.Chromatography Methods. Edisi-5, KluwerAcademic Publisher, Netherlands

D 3612 – 85 Standart Method for Analysis of GasesDissolved in Electrical Insula-ting Oil by GasChromatography.

Grob, Robert L & Barry, Eugene F. 2004. ModernPractice of Gas Chromatography, edisi-4,john Wily & Sons, Canada

IEEE standart C57.104 -1991, Guide for theInterpretetion of Gases Generated in Oil –Immersed Transformers

Jenning, Walter, dkk.1998. Basic GasChromatography, Edisi-2, Academis Press,California

Mc Nair, Harold M, dkk. 1998. Basic GasChromatography. John Wiley & SonsSons, Canada

Rahmat Hardityo. 2008. Deteksi dan AnalisisIndikasi Kegagalan TransformerDengan Metode Analisis Gas Terlarut,Fakultas Teknik Universitas Indonesia

Rudy Setiabudy. 2007. Material TeknikListrik. Penerbit Universitas Indonesia

S. Myers, JJ Kelly, M. Horning .1981.Transformer Maintenance Institute.Edisi-2, Guide to TransformerMaintenance

Skoog, A Douglas, dkk.. 1998. Principles ofinstrumental Analysis. Edisi-5,Saunders College Publising, USA

Tadjuddin.1998. Kegagalan MinyakTransformator. Edisi-12, ElektroIndonesia


ANALISIS KEGAGALAN MINYAK ISOLASI PADA...

Documents

Transcript of ANALISIS KEGAGALAN MINYAK ISOLASI PADA...