DAFTAR ISI - trans-jbtb.pln.co.idtrans-jbtb.pln.co.id/wp-content/uploads... · gas insulated...

GAS INSULATED SUBSTATION

i

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ......................................................................................................... IDAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... IVDAFTAR TABEL ........................................................................................................VDAFTAR LAMPIRAN .......................................................................................................VIPRAKATA ......................................................................................................VIIGAS INSULATED SUBSTATION...................................................................................... 11 PENDAHULUAN.............................................................................................. 11.1 Karakteristik Gas SF6...................................................................................... 11.2 Komponen dan Fungsi..................................................................................... 61.2.1 Subsistem Primary .......................................................................................... 61.2.1.1 Subsubsistem Switching Device ...................................................................... 61.2.1.1.1 PMT................................................................................................................. 61.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah............................................................................................. 71.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying ...................................................................... 81.2.1.2.1 Busbar............................................................................................................. 81.2.1.2.2 Bellows ............................................................................................................ 81.2.1.3 Subsubsistem Proteksi .................................................................................... 91.2.1.3.1 Current Transformer (CT) ................................................................................ 91.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT) ................................................................................ 91.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT) ...........................................................101.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA)....................................................................................101.2.1.4 SubsubSistem Terminasi................................................................................111.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint......................................................................121.2.1.5.1 Tulip Finger ....................................................................................................121.2.1.5.2 Seal/O-Ring....................................................................................................121.2.1.5.3 Epoxy Resin ...................................................................................................121.2.1.5.4 Bolts ...............................................................................................................121.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser .....................................................131.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6............................................................................................131.2.2 Subsistem Secondary.....................................................................................131.2.2.1 Relay ..............................................................................................................131.2.2.2 Control Wiring.................................................................................................131.2.2.3 Alarm..............................................................................................................141.2.2.4 Measuring Device...........................................................................................141.2.2.5 Auxiliary Switch ..............................................................................................141.2.2.6 Control Components.......................................................................................151.2.2.7 Density Monitor ..............................................................................................151.2.2.8 Density Switch ................................................................................................151.2.3 Subsistem Dielectric .......................................................................................151.2.3.1 SF6.................................................................................................................151.2.3.2 Absorbent .......................................................................................................151.2.3.3 Kompartemen (Gas Section) ..........................................................................161.2.4 Subsistem Driving mechanism........................................................................16


ii

1.2.4.1 Pneumatic ......................................................................................................161.2.4.1.1 Motor Kompressor ..........................................................................................171.2.4.1.2 Pompa Kompresi Udara .................................................................................171.2.4.1.3 Kopling ...........................................................................................................181.2.4.1.4 Tanki udara ....................................................................................................181.2.4.1.5 Katup Satu Arah (Non Return Valve) ..............................................................181.2.4.1.6 Katup Pengaman (Safety Valve).....................................................................181.2.4.1.7 Pressure Switch..............................................................................................181.2.4.1.8 Pressure Gauge .............................................................................................181.2.4.1.9 Oil Level .........................................................................................................191.2.4.1.10 Pengering Udara (air dryer) atau Penjebak Air (water trap) ............................191.2.4.2 Hydraulic ........................................................................................................191.2.4.2.1 Oil level indicator ............................................................................................191.2.4.2.2 Pompa Minyak (Oil Pump)..............................................................................201.2.4.2.3 Akumulator/Aktuator .......................................................................................201.2.4.2.4 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah .........................................201.2.4.2.5 Valve Pengisian..............................................................................................201.2.4.2.6 Katup Cegah (Non Return Valve) ...................................................................201.2.4.2.7 Otomatic Valve Venting ..................................................................................201.2.4.2.8 Opening Pilot Valve ........................................................................................201.2.4.2.9 Oil Chamber ...................................................................................................201.2.4.2.10 Pressure Gauge .............................................................................................201.2.4.3 Hidrolik Spring ................................................................................................201.2.4.3.1 Oil Level Indicator...........................................................................................211.2.4.3.2 Pompa Minyak (Oil Pump)..............................................................................211.2.4.3.3 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah ........................................211.2.4.3.4 Valve Pengisian..............................................................................................211.2.4.3.5 Opening Pilot Valve ........................................................................................211.2.4.3.6 Oil Chamber ...................................................................................................211.2.4.3.7 Spring.............................................................................................................211.2.4.3.8 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator) ..........................................221.2.4.3.9 OFF Trigger (push button off) .........................................................................221.2.4.3.10 ON Trigger (push button on) ...........................................................................221.2.4.3.11 Charging Mechanism......................................................................................221.2.4.3.12 Charging Motor...............................................................................................221.2.5 Subsistem Mechanical....................................................................................221.2.6 Failure Mode Effect Analysis (FMEA) .............................................................232 PEDOMAN PEMELIHARAAN........................................................................ 252.1 Inspeksi Level 1 (In Service Inspection)..........................................................252.2 Inspeksi Level 2 (In Service Measurement) ....................................................252.2.1 Pengukuran Tahanan Pentanahan .................................................................262.2.2 Pengujian Kualitas Gas SF6...........................................................................262.2.3 Purity ..............................................................................................................272.2.4 Decomposition Product...................................................................................272.2.5 Moisture Content Gas SF6 .............................................................................272.2.6 Dew Point .......................................................................................................282.2.7 Pengukuran Suhu...........................................................................................292.3 Inspeksi Level 3 (Online Measurement)..........................................................292.3.1 Kelembaban Sekitar .......................................................................................292.3.2 Temperature Sekitar.......................................................................................292.3.3 Kandungan Decomposition Product................................................................292.3.4 Pengukuran Partial Discharge ........................................................................29


iii

2.4 Shutdown Measurement.................................................................................302.5 Shutdown Testing/Measurement ....................................................................302.5.1 Pengukuran Tahanan Isolasi ..........................................................................302.5.2 Pengukuran Keserempakan Kontak ...............................................................322.5.3 Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik..........................................................322.5.4 Pengecekan dan Pelumasan Gear .................................................................322.5.5 Blocking Sistem Penggerak PMT ...................................................................332.5.6 Auxiliary Contact.............................................................................................332.5.7 Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik ............................................................332.6 Reklamasi Gas SF6........................................................................................332.7 Shutdown Function Test .................................................................................383 INTERPRETASI HASIL UJI ........................................................................... 383.1 Pengukuran Kebocoran Gas SF6 ...................................................................383.2 Pengujian Purity Gas SF6 ..............................................................................393.3 Pengujian Decomposition Product Gas SF6...................................................403.4 Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6 .........................................433.4.1 Dew Point Gas SF6 ........................................................................................433.4.2 Moisture Content Gas SF6 .............................................................................433.5 Pengukuran Partial Discharge ........................................................................433.6 Pengujian Tahanan Isolasi .............................................................................443.7 Pengujian Tahanan Pentanahan ....................................................................443.8 Pengukuran Tahanan Kontak .........................................................................443.9 Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT .................................443.10 Pengujian Tahanan Coil PMT.........................................................................444 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN.................................................... 454.1 Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection .......................................454.2 Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan Pengujian Kualitas

Gas SF6 ......................................................................................................514.3 Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing..................................................534.3.1 Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak ................................534.3.2 Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT.............................544.3.3 Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi ..........................................544.3.4 Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear .......................554.3.5 Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik ................554.3.6 Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak................................564.3.7 Rekomendasi Trip Circuit Faulty.....................................................................564.3.8 Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik .................564.3.9 Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT .........................................56DAFTAR ISTILAH ...................................................................................................... 74DAFTAR PUSTAKA ...................................................................................................... 75


iv

DAFTAR GAMBAR

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


v

DAFTAR TABEL

Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS (3)....................................... 5Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS (3)......................................................... 5Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi......................37Tabel 2-2 Shutdown Function Test ..................................................................................38Tabel 3-1 Decomposition products SF6

(1). ........................................................................41Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6.............................................................42Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection ......................................45Tabel 4-2 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................46Tabel 4-3 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................47Tabel 4-4 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................48Tabel 4-5 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................49Tabel 4-6 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ......................50


vi

DAFTAR LAMPIRAN

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


vii

PRAKATA

PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberikontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaanaset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjukkerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikanmanfaat yang maksimum selama masa manfaatnya.

PLN melaksanakan pengelolaan aset secara menyeluruh, mencakup keseluruhan fasedalam daur hidup aset (asset life cycle) yang meliputi fase Perencanaan, Pembangunan,Pengoperasian, Pemeliharaan, dan Peremajaan atau penghapusan. Keseluruhan fasetersebut memerlukan pengelolaan yang baik karena semuanya berkontribusi padakeberhasilan dalam pencapaian tujuan perusahaan.

Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktorpendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkanbeberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah bukuPedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik.

Pedoman pemeliharaan yang dimuat dalam buku ini merupakan bagian dari kumpulanPedoman pemeliharaan peralatan penyaluran yang secara keseluruhan terdiri atas 25buku. Pedoman ini merupakan penyempurnaan dari pedoman terdahulu yang telahditetapkan dengan keputusan direksi nomor 113.K/DIR/2010 dan 114.K/DIR/2010.Perubahan atau penyempurnaan pedoman senantiasa diperlukan mengingat perubahanpengetahuan dan teknologi, perubahan lingkungan serta perubahan kebutuhanperusahaan maupun stakeholder. Di masa yang akan datang, pedoman ini juga harusdisempurnakan kembali sesuai dengan tuntutan pada masanya.

Penerapan pedoman pemeliharaan ini merupakan hal yang wajib bagi seluruh pihak yangterlibat dalam kegiatan pemeliharaan peralatan penyaluran di PLN, baik perencana,pelaksana maupun evaluator. Pedoman pemeliharaan ini juga wajib dipatuhi oleh parapihak diluar PLN yang bekerjasama dengan PLN untuk melaksanakan kegiatanpemeliharaan di PLN.

Demikian, semoga kehadiran buku ini memberikan manfaat bagi perusahaan danstakeholder serta masyarakat Indonesia.

Jakarta, Oktober 2014

DIREKTUR UTAMA

NUR PAMUDJI


1


1 PENDAHULUAN

Gas Insulated Substation (GIS) didefinisikan sebagai rangkaian beberapa peralatan yangterpasang di dalam sebuah metal enclosure dan diisolasi oleh gas bertekanan(8).Padaumumnya gas bertekanan yang digunakan adalah Sulfur Hexafluoride (SF6). Enclosureadalah selubung pelindung yang berfungsi untuk menjaga bagian bertegangan terhadaplingkungan luar.

1.1 Karakteristik Gas SF6

Hingga saat ini sebanyak 80% gas SF6 yang diproduksi di seluruh dunia dipakai sebagaimedia isolasi dalam sistem kelistrikan (2),(3). Hal ini disebabkan oleh sifat-sifat gasSF6sebagai berikut (1),(3):

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

– Isolasi yang sangat baik (excellent insulating).

– Mampu memadamkan busur api (arc).

– Viskositas rendah.

– Stabildantidak mudah bereaksi.

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

(1)

(2)

Energi yang diperlukan reaksi pertama adalah sebesar 0,05 eV untuk energi elektronsebesar 0,1 eV, sedangkan untuk reaksi kedua adalah sebesar 0,1 eV (3). Setelah prosespemadaman busur api, sebagian kecil dari SF6 akan tetap menjadi decomposition productsedangkan sebagian besar akan kembali menjadi SF6. Karakteristik SF6 dibandingkanudara dan campuran udara serta SF6 dalam memadamkan busur api diperlihatkan padaGambar 1-1.

6 6SF SFe

6 5 FSF SFe


2

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

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

(a) (b)

Gambar 1-2 Tegangan tembus AC gas SF6 dalam berbagai tekanan di bawah medan listrikhomogen

(a) susunan pengujian

(b) sebagai fungsi dari jarak antar elektroda (3)

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

.


3

Gambar 1-3 Karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen (6)

Gambar 1-3Gambar 1-3 memperlihatkan karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listriktidak homogen pada rentang tekanan 0-6 atm absolut. Grafik paling atas menggambarkanbesar tegangan positif DC sampai SF6 breakdown, grafik tengah menggambarkan besartegangan positif impulse sampai SF6 breakdown, sedangkan grafik paling bawahmenggambarkan besar tegangan positif DC sampai terbentuk corona.Gas SulfurHeksafluorida (SF6) murni adalah senyawa yang tidak berwarna, tidak berbau, tidakberasa, dan tidak beracun serta memiliki kerapatan 5 (lima) kali lipat dari udara (1),(3).Pada temperatur dan tekanan kamar senyawa ini berwujud gas.

Meskipun dinyatakan tidak beracun, SF6 dapat menggantikan udara sehinggamengakibatkan kurangnya kadar oksigen yang dapat dihisap oleh mahkluk hidup.SF6memiliki Global Warming Potential (GWP) 23.900 kali dari GWP CO2 dan mampubertahan di atmosfer bumi selama 3500 tahun (1)(15).Untuk itu diperlukan penangananyang baik pada gas SF6 yang sudah tidak terpakai lagi. Namun demikian, SF6 tidakmenyebabkan berkurangnya lapisan ozon karena tidak mengandung chlorine (4).

Hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan gas SF6 sebagai media isolasi selainkualitasnya adalah tekanan kerja gas SF6. Hal ini disebabkan bahwa pada temperatur dantekanan tertentu SF6 akan berubah wujud dari gas menjadi cair (lihat Gambar 1-4.4 (a).Pada tekanan 1 atmosfer SF6 mencair pada suhu -63,8°C (12). Jika hal ini terjadi makatekanan gas yang tersisa menjadi lebih rendah daripada tekanan kerja yang diinginkan.Sedangkan untuk tiap tekanan kerjanya, terdapat titik kritis untuk dew point padatemperatur tertentu seperti diperlihatkan pada Gambar 1-4 (b) (7).


4

(a) (b)

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

(a) Titik kritis dari cair ke gas untuk SF6(1). Catatan: 100 psig = 6.894757 bar

(b) Batas dew point untuk berbagai temperatur kerja pada tekanan SF6 5,5 bar

SF6 mempunyai sifat kimia: tidak mudah terbakar, stabil dan inert (tidak mudah bereaksi)dengan metal, plastik, dan material lain yang biasanya digunakan di dalam circuit breakertegangan tinggi hingga suhu 150 ºC. Pada suhu tinggi (400 ºC hingga 600 ºC), pada saatterjadi spark, ikatan gas SF6 mulai pecah (3),(4).

SF6 yang dipakai untuk media isolasi memiliki persyaratan yang dicantumkan dalam IEC60376-2005 dengan tingkat kemurnian minimum 99,70%.


5

Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS (3)

Kandungan Spesifikasi

Metode Analisis

(Hanya untuk Indikasi,

bukan lebih mendalam)

Ketelitian

Udara 2 g/kg 1) Metode infrared absorption 35 mg/kg

Metode Gas-chromatographic

3-10 mg/kg

Metode Density 10 mg/kg

CF42 400 mg/kg

2)Metode Gas-chromatographic

9 mg/kg

H2O 25 mg/kg 3) Metode Gravimetric 0.5 mg/kg 5)

Metode Electrolytic 2-15 mg/kg

Metode Dew point 1 °C

Mineral Oil 10 mg/kg Metode Photometric < 2 mg/kg

Metode Gravimetric 0,5 mg/kg 5)

Total keasaman dalamHF 1 mg/kg 4) Titration 0,2 mg/kg

Catatan:

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

ambien (100 kPa dan 20 °C.4) 1 mg/kg sama dengan 7,3 µl/l di bawah kondisi ambien.5) Tergantung pada ukuran contoh.

Spesifikasi dari pabrikan SF6 adalah seperti tercantum pada Tabel 1-2.

Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS (3)

Parameter Kimiawi Nilai Besaran

Sulfur hexafluorida ≥ 99,90 %

Udara ≤ 500 ppmw*

CF4 ≤ 500 ppmw


6

Parameter Kimiawi Nilai Besaran

Asam (HF) ≤ 0,3 ppmw

Uap air ≤ 15 ppmv**

Minyak mineral ≤ 10 ppmw

Fluorida penyebab hydrolisis (HF) ≤ 1 ppmw

(* ppmw: part per million weight)

(** ppmv: part per million volume)

1.2 Komponen dan Fungsi

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

Subsistem Primary1.2.1

1.2.1.1 Subsubsistem Switching Device

1.2.1.1.1 PMT

PMT adalah sebuah peralatan switching mekanik yang memiliki kemampuan untukmenyambung, menyalurkan dan memutus arus pada kondisi normal dan abnormal sesuaidengan spesifikasi waktu dan kemampuan arus (IEEE C37.100-1992).Dalampengoperasiannya PMT digerakkan oleh suatu system penggerak yang dapat berupapneumatik, pegas, hidrolik atau kombinasi. Ada 2 jenis PMT, yaitu single pressure pufferdan double pressure puffer. Arcing contact pada PMT terbuat dari material CopperTungsten (Cu-W).


7

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

1.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah

PMS/PMS tanah adalah peralatan switching mekanis yang digunakan untukmengubahkoneksi pada sebuah rangkaian tenaga atau untuk mengisolasirangkaian/peralatan dari sumber daya dan/atau sumber daya ke tanah (IEEE C37.100-1992).

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


8

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

1.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying

1.2.1.2.1 Busbar

Busbar adalah sebuah atau sekelompok konduktor yang berfungsi sebagai koneksi yangdigunakan bersama oleh dua atau lebih rangkaian (IEEE C37.100-1992).

Seperti ditunjukkan pada Gambar 1-7, konduktor (a) menggunakan bahan aluminium (Al)atau tembaga (Cu) dan daerah kontak yang tidak bergerak (b) menggunakan silver (Ag)plate. Ukuran tube konduktor bergantung pada kekuatan mekanik sesuai dengan gayaarus hubung singkatnya. Dengan demikian ukurannya secara umum cukup untukmengalirkan arus normal tanpa kelebihan kenaikan temperatur. Tabung konduktorditunjang oleh isolator yang terbuat dari cast resin epoxy (c). Bentuk dari isolator tersebutsedemikian rupa sehingga distribusi medan listriknya uniform. Untuk mengantisipasipengembangan axial akibat suhu tinggi disediakan sambungan ekspansi.

Gambar 1-7 Kompartemen Busbar (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1: contact pin; 2: DS contact; 3: ES contact; 4: solid/barrier insulator; 5: Transfer assembly element.

1.2.1.2.2 Bellows

Bellows adalah komponen yang berfungsi untuk menghindari pergerakan setelahdilakukan alignment enclosure, mengijinkan adanya pergerakan yang diakibatkan olehekspansi dan kontraksi, vibrasi dan seismic. (IEEE C37.100-1992). Seperti yangditunjukkan Gambar 1-8, Bellows ini menggunakan material Alumunium (Al) dan ukurantubing bergantung pada ukuran kompartemen atau enclosure.

(a(b (c


9

Gambar 1-8 Komponen Bellows

1.2.1.3 Subsubsistem Proteksi

1.2.1.3.1 Current Transformer (CT)

CT adalah trafo pengukuran yang sisi primernya dihubungkan seri dengan konduktorpembawa arus yang akan diukur, dimana arus sekundernya proporsional terhadap arussisi primernya (IEEE C57.13-1993) dan IEC 60044-2-2003.

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

1.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT)

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


10

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

1.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT)

CVT adalah trafo tegangan yang menggunakan kapasitor pembagi tegangan supaya sisitegangan sekunder unit elektromagnetik proporsional dan sefasa dengan tegangan primerpada kapasitor pembagi tegangan (IEEE C57.93.1-1999).

1.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA)

LA adalah peralatan yang berfungsi mengamankan peralatan GIS dari tegangan lebihakibat surja petir atau surja hubung.

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


11

1.2.1.4 SubsubSistem Terminasi

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

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

Gambar 1-13 Terminasi/outdoor bushing (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

(a) Terminasi/outdoor bushing dari kompartemen-overhead line

(b) Terminasi/outdoor bushing dari sealing end-overhead line


12

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

1.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint

1.2.1.5.1 Tulip Finger

Tulip Finger adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai penghubung antar peralatanyang bersifat bergerak (moving contact) maupun tidak bergerak (fix contact).

1.2.1.5.2 Seal/O-Ring

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

1.2.1.5.3 Epoxy Resin

Spacer adalah isolator padat (pada umumnya berbahan epoxy) yang digunakan untukmenyangga konduktor di dalam enclosure (IEEE C37.122.1-1993).

1.2.1.5.4 Bolts

Bolt adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai pengikat antar kompartemen atauperalatan.


13

1.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser

1.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6

Nipple/valve adalah suatu komponen yang merupakan satu bagian dari kompartemen /enclosure yang berfungsi untuk dilakukan evakuasi, vacuuming dan pengisian gas SF6dalam proses pemeliharaan atau overhaul. Juga berfungsi sebagai titik uji dalampengujian kualitas gas SF6.

Subsistem Secondary1.2.2

Subsistem secondary berfungsi untuk men-trigger subsistem driving untuk mengaktifkansubsistem mechanical pada waktu yang tepat.Subsistem secondary terdiri dari beberapakomponen:

1.2.2.1 Relay

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

Gambar 1-15 Relay Arus Lebih

1.2.2.2 Control Wiring

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


14

Gambar 1-16 Wiring system mekanik penggerak CB

1.2.2.3 Alarm

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

1.2.2.4 Measuring Device

Measuring device adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur suatu besaran.

Gambar 1-17 Manometer tekanan minyak UGC GIS

1.2.2.5 Auxiliary Switch

Auxiliary switchadalah switch yang dioperasikan secara mekanik oleh peralatan utama.


15

1.2.2.6 Control Components

Control components adalah komponen-komponen yang berfungsi untuk menginisiasioperasi berikutnya pada urutan control.

1.2.2.7 Density Monitor

Density Monitor adalah peralatan pengaman yang digunakan untuk memonitor kerapatangas dalam suatu kompartemen (satu system gas).Peralatan ini terpasang secarapermanen maupun portable.

1.2.2.8 Density Switch

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

Gambar 1-18 Density Monitor dan Density Switch SF6

Subsistem Dielectric1.2.3

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

1.2.3.1 SF6

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

1.2.3.2 Absorbent

Absorbent adalah material yang berfungsi menyerap uap air dan decomposition productSF6


16

Gambar 1-19 Absorbent kompartemen GIS

1.2.3.3 Kompartemen (Gas Section)

Kompartemen (Gas Section) adalah ruang yang didalamnya terdapat komponen sepertiPMT, PMS, Busbar pada GIS yang bertujuan untuk memisahkan sistem gas. Pemisahansystem gas dimaksudkan untuk menjagakondisi gas masing-masing kompartemen sesuaidengan spesifikasinya, sehingga memungkinkan untuk memonitor kondisi gas dalammasing-masing kompartemen.

Gambar 1-20 Kompartemen (Gas Section) pada GIS

Subsistem Driving mechanism1.2.4

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

1.2.4.1 Pneumatic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga udara bertekanan.


17

Gambar 1-21 Kompressor Sistem Pneumatic pada GIS

Gambar 1-22 Sistem Pneumatic pada GIS

Komponen-komponen pada sistem penggerak pneumatic:

1.2.4.1.1 Motor Kompressor

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

1.2.4.1.2 Pompa Kompresi Udara

Berfungsi sebagai alat untuk memampatkan udara, biasanya mengisap udara dariatmosfir.


18

1.2.4.1.3 Kopling

Merupakan penghubung antara motor kompresor dengan pompa kompresi. Ada beberapajenis tipe kopling antara motor kompresor dan pompa kompresi, antara lain:

– Kopling menggunakan As, apabila kecepatan motor kompresor dan pompakompresi sama.

– Kopling menggunakan Transmision gear, apabila kecepatan motorkompresor dan pompa kompresi tidak sama.

– Kopling menggunakan sabuk (belt), pada kompresi kecil.

1.2.4.1.4 Tanki udara

Tangki udara dipakai untuk menyimpan udara betekanan agar apabila ada kebutuhanudara tekan yang berubah-ubah jumlahnya dapat dilayani dengan lancar. Dalam halkompresor torak, dimana udara dikeluarkan secara berfluktuasi, tangki udara akanmemperhalus aliran udara. Selain itu, udara yang disimpan dalam tangki udara akanmengalami pendinginan pelan-pelan dan uap air yang mengembun dapat terkumpuldidasar tangkiuntuk sewaktu-waktu dibuang. Dengan demikian udara yang disalurkankepemakai selain sudah dingin, juga tidak terlalu lembab.

1.2.4.1.5 Katup Satu Arah (Non Return Valve)

Berfungsi untuk mencegah tekanan udara dari tangki kembali ke ruang kompresor apabilatekanan tangki lebih tinggi dari udara keluar kompresor atau pada saat kompresorberhenti.

1.2.4.1.6 Katup Pengaman (Safety Valve)

Katup pengaman harus dipasang pada pipa keluar dari setiap tingkat kompresor.Katup iniharus membuka dan membuang udara keluar jika tekanan melebihi 1,2 kali tekanannormal maksimum dari kompresor.Pengeluaran udara harus berhenti secara tepat jikatekanan sudah hampir mencapai tekanan normal maksimum.

1.2.4.1.7 Pressure Switch

Berfungsi sebagai switch start dan stop motor kompresor apabila dioperasikan secaraotomatis. Kerja pressure switch ditentukan oleh setelan nilai tekanan yang melewatinya.

1.2.4.1.8 Pressure Gauge

Berfungsi untuk mengukur tekanan tangki udara serta sistem pengisian udara.


19

1.2.4.1.9 Oil Level

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

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

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

1.2.4.2 Hydraulic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan.

Gambar 1-23 Penggerak Hydraulic

Komponen-komponen yang terdapat pada sistem penggerak hydraulic:

1.2.4.2.1 Oil level indicator

Indikator level minyak hidrolik.


20

1.2.4.2.2 Pompa Minyak (Oil Pump)

Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkantekanan yg diinginkan.

1.2.4.2.3 Akumulator/Aktuator

Tabung kompresi minyak yang dilakukan dengan pemberian gas N2 bertekanan, dimanaantara gas N2 dan minyak hidrolik disekat dengan sebuah diafragma/ piston.

1.2.4.2.4 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah

Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.2.5 Valve Pengisian

Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.2.6 Katup Cegah (Non Return Valve)

Katup yang berfungsi untuk mencegah aliran minyak balik dari tangki ke aktuator apabilatekanan tangki lebih tinggi dari aktuator.

1.2.4.2.7 Otomatic Valve Venting

Untuk membuang udara terjebak dalam minyak hidrolik.

1.2.4.2.8 Opening Pilot Valve

Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.2.9 Oil Chamber

Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.2.10 Pressure Gauge

Indikator tekanan minyak hidrolik.

1.2.4.3 Hidrolik Spring

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan untukmengisi (charging) pegas (spring).


21

1.2.4.3.1 Oil Level Indicator

Indikator level minyak hidrolik.

1.2.4.3.2 Pompa Minyak (Oil Pump)

Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkantekanan yg diinginkan.

1.2.4.3.3 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah

Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.3.4 Valve Pengisian

Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.3.5 Opening Pilot Valve

Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.3.6 Oil Chamber

Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.3.7 Spring

Merupakan penggerak yang menggunakan energi yang disimpan oleh pegas.

Gambar 1-24 Penggerak Spring/pegas


22

Komponen-komponen pada sistem penggerak spring:

1.2.4.3.8 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator)

Indikator yang menunjukkan kondisi pegas (fully charge/not fully charge). Berfungsi untukmelihat kesiapan PMT pada operasi berikutnya.

1.2.4.3.9 OFF Trigger (push button off)

Saklar untuk mematikan kerja charging motor.

1.2.4.3.10 ON Trigger (push button on)

Saklar untuk menghidupkan kerja charging motor.

1.2.4.3.11 Charging Mechanism

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

1.2.4.3.12 Charging Motor

Motor yang digunakan untuk menggerakkan mekanisme charging pegas.

Subsistem Mechanical1.2.5

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

Gambar 1-25 Kondisi rod/tuas penggerak mekanik PMS


23

Failure Mode Effect Analysis (FMEA)1.2.6

Failure Mode and Effect Analyis (FMEA) adalah analisa alur kegagalan suatu peralatanyang menyebabkan peralatan tersebut tidak berfungsi dan efek yang ditimbulkan akibatkegagalan tersebut.FMEA berguna untuk menentukan indikasi dan parameter yangdibutuhkan untuk memonitor kondisi peralatan. FMEA GIS PT. PLN (Persero) terdiri dari 5subsistem.

Berdasarkan fungsi masing-masing subsistem GIS, diketahui batasan kondisi kegagalanfungsi dan penyebab utama kegagalan fungsi tersebut, yaitu:

1. Subsistem primary, mengalami kegagalan fungsi:

– tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik padawaktunya

– tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal

– terjadi overheating, bad contact, dan discharge

– Installasi yang kurang baik

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

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

– Subsistem primary tidak mampu menyalurkan arus listrik disebabkanoleh internal baut yang kendor akibat instalasi yang kurang baik maupunmaterial yang kurang baik

2. Subsistem secondary, dikatakan mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanismuntuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat

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

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

– Kerusakan wiring kontrol mekanik akibat korosi

3. Subsistem dielektrik, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak mampu mengisolasi peralatan


24

– Tidak mampu memadamkan busur api

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

– katup yang rusak/degradasi akibat perlakuan yang tidak sesuai SOPatau ageing,

– ageing yang menyebabkan adanya retakan pada sambunganupper/lower serta pada bushing base dan retakan pada disk rupturekompartemen,

– degradasi isolasi sealing end akibat instalasi yang kurang baik danageing,

– pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasiyang kurang baik maupun loss main contact. Sumber partial dischargedapat berupa runcingan(protrusion), celah (void), permukaan tidakrata/halus, free partikel, maupun floating part.

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

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

– Pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasiyang kurang baik.

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

– Kandungan decomposed product yang tinggi akibat tingginya jumlahkerja main contact atau kondisi kontak yang kurang baik maupuninstalasi yang kurang baik.

4. Subsistem driving mechanism, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak dapat menyimpan energi untuk mengaktifkan subsistem mechanicpada waktu yang tepat

– Kebocoran minyak hidrolik akibat pipa hidrolik menuadan korosi, sealakumulator hidrolik menua, seal pilot block hidrolik menua, seal pompahidrolik menua, partikel asing akibat instalasi maupun refilling minyakyang kurang baik

– Kerusakan venting valve sistem hidrolik

– kebocoran sistem pneumatik akibat kerusakan membran mekanikpneumatik, kerusakan compression chamber, dan kerusakan power blokpneumatik


25

– kebocoran sistem pneumatik-hidrolik akibat kerusakan compressionchamber valve

– gangguan subsistem secondary

– gangguan sumber AC

5. Subsistem mekanik, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak dapat mentransfer energi penggerak pada waktu yang tepat

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

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

– Kanvas mekanik PMS aus/slip

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

– Penuaan gear tooth yang menyebabkan waktu kerja sistem mekaniklama.

2 PEDOMAN PEMELIHARAAN

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

2.1 Inspeksi Level 1 (In Service Inspection)

In service inspection merupakan pemeriksaan peralatan dalam keadaaan bertegangandengan menggunakan panca indera dan dilakukan secara periodik dan kondisional.Misalnya untuk pengukuran tekanan gas dilakukan secara bulanan, namun jika ditemukantrend meningkat maka periode dipersingkat menjadi mingguan atau harian. Lihat Lampiran1.

2.2 Inspeksi Level 2 (In Service Measurement)

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


26

Pengukuran Tahanan Pentanahan2.2.1

Pentanahan peralatan bertujuan untuk meratakan potensial pada semua bagian-bagianperalatan yang pada kondisi normal tidak dialiri arus, sehingga tidak terjadi perbedaanpotensial yang besar. Pentanahan peralatan berfungsi untuk melindungi peralatanterhadap gangguan petir dan hubung singkat juga tidak membahayakan manusia bilamenyentuh peralatan tersebut. Caranya yaitu dengan menghubungkan bagian peralatantersebut ke tanah dengan menggunakan logam seperti baja, besi, dan tembaga. Dengandemikian pelat tersebut harus ditanam hingga mendapatkan tahanan terhadap tanahsekitar yang sekecil-kecilnya.

Nilai tahanan pentanahan di Gardu Induk bervariasi, tergantung dari besarnya nilaitahanan tanah yang ditentukan oleh kondisi tanah, misalnya tanah kering, cadas, kapur,dan sebagainya. Semakin kecil nilai pentanahannya maka semakin baik. Menurut IEEEstd 80-2000 tentang Guide for Safety in AC Substation Grounding besarnya nilai tahananpentanahan untuk switchgear adalah ≤ 1 ohm. Untuk mengukur tahanan pentanahandigunakan alat ukur tahanan pentanahan (earth resistance tester) seperti diperlihatkanpada Gambar 2-1. Pengukuran tahanan pentanahan ini bertujuan untuk menentukantahanan antara besi atau plat tembaga sebagai elektro yang ditanam dalam tanahterhadap peralatan atau kompartemen GIS/GIL.

Gambar 2-1 Pengukuran Tahanan Pentanahan

Pengujian Kualitas Gas SF62.2.2

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

– Adanya kebocoran SF6

– Kegiatan gas handling

– Adanya ketidakserempakan kerja kontak PMT


27

– Adanya anomali kerja mekanik PMS/PMS tanah

Jika salah satu dari kondisi di atas telah terjadi, maka pengujian kualitas gas SF6dilakukan secara 3 bulanan, dan jika ditemukan trend meningkat maka periode pengujiandipersingkat.

Namun demikian, pengujian kualitas gas SF6 juga harus dilakukan secara periodic, untukmencegah adanya pemburukan karena munculnya partial discharge yang tidaktermonitor. Pengujian secara periodic ini dilakukan setiap 2 tahun.Lihat Lampiran 1.

Purity2.2.3

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

Decomposition Product2.2.4

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

Gambar 2-2 Pengujian Decomposition Product SF6

Moisture Content Gas SF62.2.5

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


28

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

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

– Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap airmaksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua leveltegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

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

Dew Point2.2.6

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

Gambar 2-3 Pengujian Purity dan Dew Point SF6

Alat Uji Purity dan Dew Point


29

Pengukuran Suhu2.2.7

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

2.3 Inspeksi Level 3 (Online Measurement)

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

Kelembaban Sekitar2.3.1

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

Temperature Sekitar2.3.2

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

Kandungan Decomposition Product2.3.3

Pengujian kandungan decomposition product dilakukan dengan menggunakan peralatanGCMS (Gas Chromatograph and Mass Spectrometry) untuk mengetahui unsur gas SF6yang terdekomposisi tinggi (high contamination) > 2000 ppmV (Cigre 234, August 2003)akibat gangguan.

Pengukuran Partial Discharge2.3.4

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


30

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

Gambar 2-4 Pengujian Partial Discharge

2.4 Shutdown Measurement

Shutdown measurement adalah pemeliharaan yang bersifat diagnosa yang dilakukanberdasarkan data hasil pengujian kualitas gas SF6 dan pengukuran Partial Discharge.

Selain shutdown measurement, juga dilakukan minor dan major overhaul denganmengikuti klasifikasi umur dan item-item overhaul dari pabrikan.

2.5 Shutdown Testing/Measurement

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

Pengukuran Tahanan Isolasi2.5.1

Pengukuran tahanan isolasi dimaksudkan untuk mengetahui secara dini kondisi isolasidan memperoleh nilai/besaran tahanan isolasi suatu peralatan. Pengukuran biasanyadilakukan menggunakan insulation tester (megger) dengan catu daya yang menggunakanbaterai karena dapat membangkitkan tegangan tinggi yang lebih stabil. Nilai tahananisolasi ini digunakan untuk kriteria tingkat kelembaban suatu peralatan dan mengetahuiapakah ada bagian-bagian yang terhubung singkat.

Sedangkan metode pengukuran tahanan isolasi yang digunakan untuk peralatan GISterdiri atas tiga metode, yaitu Metode Atas-Pentanahan, Metode Bawah-Pentanahan, danMetode Atas-Bawah seperti pada Gambar 2-5, Gambar 2-6 dan Gambar 2-7.


31

Gambar 2-5 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Pentanahan

Gambar 2-6 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Bawah-Pentanahan

Gambar 2-7 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Bawah


32

Pengukuran Keserempakan Kontak2.5.2

Tujuan dilakukan pengujian keserempakan PMT adalah untuk mengetahui waktu kerjaPMT secara individu serta keserempakan PMT pada saat menutup ataupun membukasehingga dapat memastikan kesiapan PMT untuk memutuskan/memasukkan arus sepertidiperlihatkan pada Gambar 2-8.Metode pengujian yang dilakukan adalah PMT Open toClose dan PMT Close to Open.

Gambar 2-8 Pengukuran Keserempakan Kontak

Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik2.5.3

Adalah serangkaian kegiatan yang membentuk hubungan antara nilai yang ditunjukkanoleh instrumen pengukur atau sistem pengukuran, atau nilai yang diwakili oleh bahanukur, dengan nilai – nilai yang sudah diketahui yang berkaitan dari besaran yang diukurdalam kondisi tertentu.

Pengecekan dan Pelumasan Gear2.5.4

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


33

Blocking Sistem Penggerak PMT2.5.5

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

Auxiliary Contact2.5.6

Pemeriksaan/penggantian auxiliary contact dilakukan untuk mengetahui kondisi danmemastikan kerja auxiliary contact agar berfungsi dengan baik pada saat dibutuhkandengan metode pemeliharaan kondisional (penggantian auxiliary contact dilakukan biladitemukan adanya kelainan atau anomali).

Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik2.5.7

Adalah serangkaian kegiatan untuk pemeriksaan sistem interlock mekanik dan elektrikyang dilakukan sehubungan dengan koordinasi kerja PMT terhadap PMS, PMS terhadapES atau sebaliknya. Pemeriksaan ini bertujuan untuk menghindari terjadinya kesalahanpengoperasian dan kerusakan peralatan. Sistem ini dapat tidak berfungsi dalam kondisipemeliharaan.

2.6 Reklamasi Gas SF6

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

Gambar 2-9 Struktur dasar proses reklamasi gas.

Dalam penggunaan gas SF6 pada peralatan listrik, Gas SF6 terpakai dapat dikategorikansebagai berikut (Gambar 2-9):

1. Non arced gas

Merupakan gas hasil penanganan operasi tanpa arcing. Misalnya hasilpengujian isolasi di pabrikan, pengujian isolasi selama komisioning,pemeliharaan rutin, perbaikan isolasi pada kompartemen setelah malfungsitanpa adanya arcing, penguatan isolasi, dekomisioning isolasi dimana arcingtidak terjadi.


34

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

2. Normally arced gas

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

3. Heavily arced gas

Merupakan gas hasil reaksi setelah terjadinya gangguan yang menyebabkanarcing. Misalnya dari peralatan CB setelah interruption, isolasi setelahterjadinya internal arcing, dan bermacam-macam gangguan yangmenyebabkan arcing.

Setelah dilakukan proses reklamasi, selanjutnya harus dilakukan pengujian kualitas gasSF6 dimana hasilnya dapat dikategorikan sebagai berikut:

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

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

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


35

Gambar 2-10 Prosedur reklamasi gas SF6.


36

Storage Tank A(Gas yang akan direklamasi)

Portable Pre Filter

Storage Tank B(Hasil Reklamasi Gas SF6)

Gas Handling Unit Portable Pre Filter

Uraian Prosedur Reklamasi:

1. Lakukan koordinasi antar petugas pelaksana pekerjaan sehingga tugas dantanggung jawab masing-masing pelaksana dapat dipahami dan dimengertidengan baik.

2. Siapkan data hasil pengukuran terakhir, anomaly dan gangguan, sertaperalatan dan material kerja.

3. Reklamasi dilakukan untuk gas dengan hasil pengujian Dew Point >-5 C danDecomposition Products > 2000 ppmv.

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

5. Lakukan evakuasi gas yang akan direklamasi dari kompartemen ke storagetank A (tempat penyimpanan gas yang akan direklamasi)

6. Rangkai instalasi reklamasi sesuai blok diagram.

Gambar 2-11 Blok Diagram Reklamasi Gas SF6

7. Lakukan reklamasi dari storage tank A ke storage tank B.

8. Lakukan vakum storage tank A.

9. Lakukan pengujian kualitas gas SF6 yang telah direklamasi.

10. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhisyarat (maksimal 4 cycle). Apabila telah melewati cycle 4 kondisi gas belummemenuhi syarat, lakukan penggantian komponen filter.

11. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhisyarat (atau maksimal 4 cycle). Hentikan reklamasi bila hasil ujidecomposition product tetap tinggi.

12. Ulangi langkah No.11, bila nilai hasil pengujian kualitas gas tidak mengalamiperbaikan.

13. Lakukan pengujian kualitas gas setelah 24 jam, bila hasil uji kualitas gas SF6buruk , lakukan langkah No. 8 & 9.


37

14. Catat tanggal dan hasil pengujian terakhir pada kartu gantung tabung(storage tank).

15. Periksa kembali kondisi dan fungsi peralatan instalasi yang telah diukurtermasuk fasilitas pengukuran dan peralatan monitoring tekanan gas SF6.

16. Laporkan kepada petugas pemilik aset terkait bila pelaksanaan pekerjaantelah selesai.

17. Berita acara pelaksanaan pekerjaan telah selesai.

Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi

Kontaminan Sumber utama Efek deteriorasi Tingkat impuritimaksimum untuk reuse

Gas non-reaktif:

Udara

CF4

Handling

Switching

Penurunan kinerjaswitching

Penurunan kinerjaisolasi

3% dari volume total

Gas dan uapreaktif:

SF4, WF6

SOF4, SO2F2

SOF2, SO2, HF

Arcing

Partial discharge

Reaksi lanjutan

Beracun

Surface insulation olehkorosi

50 ppmv total atau 12ppmv untuk SO2 + SOF2

Uap air Desorpsi(pelepasan) daripermukaan danpolimer

Surface insulation olehkondensasi cairan

pH2O<150 Pa (Td<-15 °C)200 ppmv untuk p<850kPa

Minyak Pompa, lubrikan,bushing keperalatandengan isolasiminyak

Surface insulation olehkarbonisasi

10 mg/m³ atau setaradengan 0,3 ppmw dalamSF6 murni di tekanan 500kPa

Debu karbon Arcing, partialdischarge

Surface insulation olehdeposit bersifatpenghantar, gas dansurface insulation itusendiri

Harus dihilangkandengan filter debu yangmemiliki ukuran saringan<1 μm

Catatan: 1 kPa=0,01 bar


38

2.7 Shutdown Function Test

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

Tabel 2-2 Shutdown Function Test

KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN

14.1.3.3 Shutdown Function Test

14.1.3.3.1 Gas SF6 density detector Pengujian fungsi SF6 densitydetector

14.1.3.3.2 Signal trip/blok Pengujian fungsi signal trip/blok

14.1.3.3.3 Annunciator Pengujian annunciator

14.1.3.3.4 Electric interlock Pengujian electric interlock

14.1.3.3.5 Trip circuit faulty Pengujian trip circuit faulty

3 INTERPRETASI HASIL UJI

3.1 Pengukuran Kebocoran Gas SF6

Kebocoran gas SF6akan menyebabkan penurunan tekanan pada kompartemen yangberdampak langsung pada penurunan kekuatan isolasi. Pada umumnya, setiapkompartemen telah dilengkapi alat pengukur tekanan gas yang difungsikan untukmengukur tekanan gas dan memberikan sinyal alarm atau trip/blok sebagai fungsiproteksi. Besarnya tekanan gas setting alarm dan trip/blok disesuaikan dengan manualbook masing-masing peralatan. Kebocoran gas SF6 pada umumnya terjadi padasambungan antar selubung (enclosure) kompartemen GIS, sistem pengukuran tekanangas SF6 atau melalui katup inlet/oulet sebagai dampak dari manurunnya kualitas seal ataumengendurnya baut mur dan baut penghubung kompartemen.

Batas maksimum laju kebocoran gas SF6adalah 0.5 % per tahun per kompartemen padasuhu lingkungan yang sama (14)(25). Untuk menghitung besarnya laju kebocoran SF6,informasi yang perlu dicatat adalah tanggal pengisian, tekanan gas dan suhu lingkungansebelum dan sesudah pengisian gas.


39

3.2 Pengujian Purity Gas SF6

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

– Adanya udara tersisa pada pipa, valve atau kompartemen setelah evakuasigas, dan dari kebocoran pada valve pada saat proses penanganan gas SF6(proses pengisian dan pengosongan gas dalam kompartemen) yang tidaksempurna.

– Adanya kebocoran kompartemen dapat menyebabkan uap air berdifusi(beralih) kedalam kompartemen dari luar jika tekanan sebagian uap air diluarkompartemen lebih tinggi daripada dalam kompartemen. Jalur utamakebocoran adalah sifat penyerapan kompartemen, seal bagian yangbergerak secara mekanis, dan sistem seal. Difusi melalui bagian logam danmaterial polimer dapat diabaikan karena koefisien difusi uap air material inisangat kecil.

– Berbagai macam gas dan uap seperti air dan pembersih mungkin terjebak dipermukaan bagian dalam dari kompartemen atau oleh material dalam jumlahbesar sebelum peralatan dirakit. Material polimer memungkinkan menjadisumber utama moisture didalam system. Hasil pengambilan sampleperalatan dengan absorbent menunjukkan bahwa tekanan partial uap airdidalam gas dalam orde 100 Pa yang terkait dengan titik embun sekitar – 20oC pada tekanan operasi. Absorbent yang tidak ditangani dengan baik dapatmengandung moisture dan gas by product SF6, yang mungkin dilepaskanpada saat evakuasi atau kenaikan temperature.

– Penguraian gas SF6 karena electric discharge. Gas SF6 dapat terurai danmembentuk produk turunannya karena terjadi electric discharge. Untuk lebihjelasnya dibahas dalam sub bab 3.3.

– Debu dan partikel yang dihasilkan oleh proses mekanis, partikel debu logamdapat dihasilkan oleh gesekan mekanis permukaan logam. Bila peralatandidesain dengan tepat, partikel ini biasanya terkumpul dalam tempat yangtidak berpengaruh pada kekuatan system isolasi. Jika partikel ini terjatuhkedalam area kuat medan listrik yang tinggi seperti sambungan isolasi, makadapat menyebabkan tracking dipermukaan isolator dan flashover. Olehkarena itu, dalam penanganan gas harus diperhatikan untuk menghilangkanpartikel debu dengan filter yang sesuai.

Kontaminan dapat menyebabkan deteriorisasi fungsi peralatan, yang dapat berdampakpada:

– Resiko kesehatan personel, sebagian besar gas reaktif hasil decompositionproduct bersifat beracun dibandingkan SO2, sehingga beresiko terhadapkesehatan personel bila berada dalam konsentrasi yang tinggi.

– Korosi, beberapa gas reaktif hasil decomposition product (SF4 dan HF)bersifat korosif, dan kemungkinan dapat berekasi dengan material dalamperalatan. Efek korosi dikontrol oleh tekanan partial absolute dari agenkorosi.

– Unjuk kerja isolasi gas, unjuk kerja permukaan isolator, kemampuanswitching (hanya untuk switchgear), transfer panas. Beberapa kontaminan


40

merupakan bahan yang secara kimia stabil seperti udara, CF4 dan moistureyang dapat mempengaruhi kemampuan isolasi gas dan kemampuanswitching PMT, jika ada dalam konsentrasi yang tinggi. Dan kontaminantersebut juga dapat mempengaruhi kemampuan transfer panas dari isolasi.

Secara garis besar maka kontaminan dalam kompartemen dapat dibagi menjadi:

– Cairan yang bersifat konduktif yaitu air yang merupakan hasil kondensasidari uap air (moisture) dalam bentuk tetesan air

– Decomposition product padat yang bersifat non konduktif, meliputi CopperFluoride (CuF2), tungsten oksida (WO3), tungsten oksilorida (WO2F2) danWOF4 dan alumunium fluoride (AlF3).

– Kontaminan padat yang bersifat konduktif, seperti karbon dan debu logamyang menjadi kritis ketika menumpuk di permukaan isolator yang terpaparmedan listrik sebagai lapisan yang konduktif.

– Gas non reaktif, kandungan maksimum yang masih dapat ditoleransi untukgas non reaktif adalah 3 % volume.

– Gas reaktif (korosif dan beracun).

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

3.3 Pengujian Decomposition Product Gas SF6

Decomposition product gas SF6 merupakan hasil turunan gas SF6 akibat suhu tinggi yangdisebabkan adanya electric discharge (corona, spark dan arching). Decompositionproduct dapat berupa gas dan padat.Dalam jumlah yang besar bersifat korosif danberacun. Proses terbentuknya decomposition product dapat dijelaskan sebagai berikut,pada suhu 400 ºC hingga 600 ºC ikatan gas SF6 mulai pecah, kemudian pada temperatur3000 ºC senyawa-senyawa yang bersifat dielektrik lain terbentuk, seperti diagramdibawah ini.

Gambar 3-1 Reaksi kimia terbentuknya decomposition products SF6


41

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

Senyawa korosif ini sangat merusak material seperti gelas, porselen, kertas isolasi, danyang sejenisnya. Tingkat kerusakan bergantung pada tingkat konsentrasi senyawakorosif. Material seperti epoxy-resin, PTFE, polyethylene, polyvinyl chloride, danpolymethylene oxide hanya sedikit atau sama sekali tidak terpengaruh. Demikian pulahalnya dengan metal seperti aluminium, baja, tembaga, dan kuningan (3). Secara lengkapdecomposition products dari SF6 diperlihatkan pada table berikut.

Tabel 3-1 Decomposition products SF6(1).

Gas Senyawa Sumber

Carbon tetrafluoride CF4By product, arc tip erosion, komponen berunsurkarbon, minyak, pelumas

Hydrofluoric acid HF Terbentuk di SF6 jika ada busur api

Sulfur dioxide SO2 Terbentuk jika SOF2 bereaksi dengan air

Sulfur monofluoride S2F2Dapat tidak terdeteksi karena sangat reaktif/ takstabil

Sulfur difluoride SF2 Mudah bereaksi lagi

Sulfur tetrafluoride SF4 Sangat mudah bereaksi lagi

Disulfur decafluoride S2F10Sangat beracun, keberadaannya dalam SF6diragukan

Thionyl Fluoride (¹) SOF2 Jika ada busur api dan air

Sulfuryl Fluoride SO2F2 Jika ada busur api dan air

Thionyl tetrafluoride SOF4 Jika ada busur api dan oksigen

Tungsten hexafluoride WF6 Erosi kontak

Silicon tetrafluoride SiF4 Busur api, jika ada silicon

Carbon disulfide CS2 Busur api, jika ada silicon

Carbon dioxide CO2 Dari senyawa yang mengandung carbon

Carbon monoxide CO Dari senyawa yang mengandung carbon

22 2CuF O CuOH HF


42

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

Keberadaan senyawa-senyawa ini diteliti dengan menggunakan gas chromatography/mass spectrometri (GC/MS) suatu alat penganalisa kandungan gas secara kualitas dankuantitas.Untuk mengurangi resiko timbulnya senyawa-senyawa yang korosif makajumlah uap air harus terkontrol. Uap air dan decomposition products dapat dihilangkandengan cara yang relatif mudah yaitu dengan menggunakan absorption agents, sepertialuminium oksida, saringan/filter berukuran molekul, atau kombinasi antara keduanya.Teknik yang sama, terutama filter, dapat diterapkan saat pengisian gas untuk menjagaagar dew point tetap rendah. Biasanya teknik ini dipakai pada CB. Dalam banyak kasusstatic filter juga memadai (3).

Pada umumnya di GIS terdapat absorbent yang berfungsi untuk menyerap decompositionproducts yang merugikan seperti HF, SF4, SF2, S2F2, dan lain-lain yang dihasilkan olehbusur api pada peralatan kontak, adanya kebocoran pada kompartemen, ataupunketidaksempurnaan pada proses handling gas SF6.

Dari senyawa-senyawa yang timbul tersebut ada senyawa yang dari hasil penelitianmenjadi indikasi terjadinya suatu proses, sebagai berikut:

1. Senyawa SOF4 mengindikasikan bahwa aktivitas partial discharge (peluahanmuatan sebagian) telah terjadi.

2. Senyawa SOF2 menunjukkan bahwa telah terjadi spark sebagai pemicuterurainya SF6.

3. Senyawa CF4 sering digunakan sebagai media diagnostik kehadirandecomposition products di gas SF6 .

4. Senyawa tungsten hexafluoride (WF6) mengindikasikan telah terjadinya erosipada kontak.

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

Batas maksimum konsentrasi gas-gas hasil dekomposisi SF6 adalah sebagai berikut:

Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6

Decomposition Product Batas Maksimum Standard

Total (SF4 ,WF6) 100 ppmv Cigre 234, 2003

TOTAL (SOF4+SO2F2+SOF2+SO2+HF) 2000 ppmv Cigre 234, 2003

SO2+ SOF2 12 ppmv IEC 60480

Apabila alat uji kualitas gas SF6 tidak bisa mendeteksi konsentrasi masing-masing gashasil dekomposisi maka batas maksimum konsentrasi total decomposition product adalah2000 ppmv.


43

3.4 Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6

Dew Point Gas SF63.4.1

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

Moisture Content Gas SF63.4.2

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

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

– Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap airmaksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua leveltegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

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

3.5 Pengukuran Partial Discharge

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

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

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

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

Untuk interpretasi perlu diperhatikan bahwa besaran amplitudo pC/nC yang diperoleh darimetoda IEC 60270 tidak dapatdisetarakan dengan μV/mV. Dan yang harus diperhatikanadalah pertumbuhan dan intensitas PD serta jenis sumber PD (tiap sumber tingkatresikonya berlainan). Perlu diperhatikan bahwa untuk pengujian dengan metode acousticemission/AE masih diperlukan data pembanding dengan metode pengujian yang lain ataustatistikal data (trending).


44

3.6 Pengujian Tahanan Isolasi

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

3.7 Pengujian Tahanan Pentanahan

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

3.8 Pengukuran Tahanan Kontak

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

3.9 Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT

PMT berfungsi untuk memutuskan beban/tenaga. Proses pemutusan ini akan diikutidengan munculnya busur api baik pada saat buka atau tutup PMT (open/close PMT). Efekdari munculnya busur api ini dapat dikurangi dengan mempercepat waktu kerja PMT.Standar waktu kerja buka dan tutup PMT mengacu pada standar pabrikan (sebagaicontoh untuk PMT 70 kV Merk ASEA Type HLR waktu menutup 130 ms, sedangkanwaktu membuka 35±3 ms untuk mekanik penggerak type BLG dan 25±3 ms untuk typeBLG-B).

Selain waktu kerja buka dan tutup yang tepat, hal lain yang perlu diperhatikan adalahkeserempakan kerja ketiga phasa PMT. Standar perbedaan waktu kerja antar phasauntuk PMT 150 kV adalah <10 ms (Standar alat uji Breaker Analyzer). Adapun untukakurasi perbedaan kerja antar fasa disarankan untuk melihat buku manual dari pabrikansesuai dengan merk dan type GIS.

3.10 Pengujian Tahanan Coil PMT

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


45

4 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN

4.1 Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection

Setiap bentuk anomali atas hasil on-line inspection peralatan akan diberikan rekomendasisebagai berikut:

Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection

SubSistem Parameter YangDiinspeksi

IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutPRIMARY Kondisi kontak

(apabila PMSdilengkapidengan saranaoptik)

berubahwarna/hangus

Ukur decompositionproduct SF6 kompartementersebut dan rencanakanpebaikan

SECONDARY Box/casingbagian luar CT

korosi/kendor

Lakukan perbaikan/pengencangan

rantas/putus/hilang

Lakukan penggantian

Lampupenerangan panelmekanik PMT

redup / tidakberfungsi/hilang

Lakukan penggantian

Kabel kontrol terkelupas Lakukan penggantian

Terminasi wiring korosi/ panas Lakukan perbaikan/pengencangan/penggantian

Kondisi pintupanel mekanikPMT

kendor/lepas Lakukan pengencangan/perbaikan

tidak bisadikunci

Lakukan perbaikan

Kondisi dalampanel mekanikPMT

kotor/ lembab Lakukan pengeringan/pembersihan

Heater rusak / hilang Lakukan penggantian

Kondisi doorsealant (karetpintu) panelmekanik PMT

tidak elastis/putus / hilang

Lakukan penggantian

Lubang kabelkontrol

tidak rapat Lakukan perbaikan

glen kabeltidak ada

Lakukan penggantian


46

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


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutSECONDARY Bau bangkai/

gosongLakukan investigasi danperbaikan

Grounding panel korosi Lakukan perbaikan

rantas/kendor/ putus

Lakukan penggantian

Kondisi klemsarana pengujian(khusus PMStanah)

kendor Lakukan pengencangan

korosi Lakukan perbaikan

Kondisi pondasiMK

rusak Lakukan perbaikan

Kondisi bautantara MK danpondasi

patah/hilang Lakukan perbaikan

MCB sumbertegangan ACpada MKTermination cablehead GIL

trip Lakukan investigasi

DIELECTRIC GAS Kondisimanometer SF6


rembes/rusak

Lakukan penggantian

Lampu indikatortekanan gas SF6

tidakterpasang/putus / hilang

Lakukan penggantian

menyala Cek tekanan SF6menggunakan manometerportabel

Alarm penurunantekanan gas SF6

Bunyi Penambahan gas SF6

Kondisipipa/selang gasSF6


kembung Perbaikan segera

Kondisi nipple/valvekompartemen

kotor Lakukan pembersihan


rusak Jadualkan pemadamanuntuk penggantian


47


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutKondisi mur bautsambungan antarkompartemen

kotor Lakukan pembersihan

korosi/hilang/ lepas

Lakukan penggantian dancek kebocoran



IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutKondisi Bellow kotor Lakukan pembersihan


panas Lakukan pemeriksaankondisi grounding

Kondisi gasrupture disk / overpressuremembrane /sarana PDUHF/VHF

Kotor Lakukan pembersihan

Korosi Lakukan perbaikan

FasilitasAssessment Seal

Korosi Lakukan perbaikan

Rusak Jadualkan pemadamanuntuk penggantian

Kondisi nipple/valve SF6 padaMK terminationcable head

kotor korosi

korosi / rusak Lakukan perbaikan /penggantian

Kondisi pipa/selang gas SF6pada MKtermination cablehead


kembung Perbaikan segera

LIQUID Kondisimanometerminyak sealingend/ sealing box


rembes /rusak / hilang

Lakukan penggantian

Kran minyaksealing end/sealing box

rembes /rusak / hilang

Jadualkan pemadamanuntuk perbaikan ataupenggantian

Bushing sealing kotor Lakukan pembersihan


48


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak Lanjutend outdoor rembes/ retak Jadualkan pemadaman

untuk perbaikan ataupenggantian

Link Box kotor/ lembab/ korosi

Lakukan pembersihan/perbaikan

KondisiTermination kabelhead

Korosi/rembes/kendor

Lakukan perbaikan

Flanges bushingkabel head


rembes/lepas


Kondisi levelminyak bushingkabel (khusustype oilimpregnated)

minimum Lakukan pengukurandissipasi faktor dankapasitansi serta arusbocor bushing, kemudianlakukan penambahanminyak



IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutDRIVING

MECHANISMHIDROLIK Level minyak

hidrolikminimum Lakukan penambahan

minyak

Manometerminyak hidrolik

retak/tidakterbaca

Lakukan penggantian

Minyak hidrolik Rembes Lakukan pengecekankebocoran danpenambahan minyak

Pompa hidrolik rembes/bocor

Lakukan pengecekankebocoran danpenambahan minyak

Valve release/drain

terbuka Lakukan pengecekan danpenambahan minyak

Valve pengisianminyak hidrolik

rembes/bocor

Jadualkan pemadamanuntuk penggantian

Piping Hidrolik kembung/bocor/bengkok



49


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutAkumulatorHidrolik

rembes Jadualkan pemadamanuntuk penggantian


PipingAkumulatorHidrolik


bocor/rembes


Nipple drainakumulatorhidrolik

rembes Jadualkan pemadamanuntuk perbaikan

rusak Lakukan penggantian

MCB motorhidrolik


Frekuensi kerjapompa hidrolik

Sering (diatasnormalnya)

Lakukan investigasikebocoran

SPRING Indikasi pengisianpegas

tidak sesuai Lakukan investigasi

HIDROLIKSPRING

Indikasi pengisianpegas

tidak sesuai Lakukan investigasi

Level minyakhidrolik

minimum Lakukan penambahanminyak

Manometerminyak hidrolik

retak / tidakterbaca

Lakukan penggantian

Minyak hidrolik Rembes Lakukan pengecekankebocoran danpenambahan minyak



IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutPompa hidrolik rembes/

bocorLakukan pengecekankebocoran danpenambahan minyak

Valve release/drain

terbuka Lakukan pengecekan danpenambahan minyak

Valve pengisianminyak hidrolik

rembes/bocor



50


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutPiping Hidrolik Kembung/

bocor/bengkok


MCB motorhidrolik


Frekuensi kerjapompa hidrolik



PNEUMATIK Kondisi valveudara penggerak

tertutup Valve dibuka

rusak Jadualkan pemadamanuntuk penggantian

Motor penggerakPMS

macet Jadualkan pemadamanuntuk perbaikan

tidakberfungsi

Lakukan investigasi

Kondisi saatmotor penggerakbekerja

ada percikanapi / berderit /bergetarkencang

Lakukan investigasi danperbaikan

Frekuensi kerjamotor kompressor





IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutMECHANIC Indikasi

close/opentidak sesuai Segera jadualkan

pemadaman untukperbaikan ataupenggantian

rusak/tidakterbaca

Lakukan penggantian

Kondisi rod/tuas penggerakmekanik



bengkok Jadualkan pemadamanuntuk perbaikan ataupenggantian


51


IndikatorAnomali

Rekomendasi

Tindak LanjutKondisi penpengunci rod/tuas penggerakmekanik

hilang / lepas/ bengkok



bengkok Jadualkan pemadamanuntuk perbaikan ataupenggantian

Kondisi boxmekanik PMS

kotor/ lembab Lakukan pengeringan/pembersihan


4.2 Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan PengujianKualitas Gas SF6

Perhitungan laju kebocoran gas SF6 dilakukan rutin setiap tahun. Laju kebocoran gas SF6dapat dikatakan normal jika penurunan tekanan gas dibawah 0.5 % pertahun untuk tiapkompartemen (IEC 62271). Apabila laju kebocoran melebihi batas maksimal, perludilakukan identifikasi titik kebocoran dengan menggunakan leakage detector.

Pengujian kemurnian (purity) gas SF6 dilaksanakan rutin setiap tahun. Apabila kemurniangas SF6 lebih kecil dari 97%, maka perlu dilakukan pengujian dew point dandecomposition product. Jika hasil pengujian dew point >-5 °C (sebanding dengan tekananparsial uap air sebesar 400 Pa) atau hasil pengujian decomposition product >2000 ppmVmaka pengukuran partial discharge perlu dilakukan untuk mengetahui adanya partialdischarge di dalam kompartemen. Apabila partial discharge tidak ditemukan, maka perludilakukan penggantian gas SF6berikut absorbent (untuk kompartemen PMT dan PMS).Apabila terdapat partial discharge di dalam kompartemen, maka diperlukan pengujianpartial discharge lanjutan dengan interval waktu tertentu untuk memonitor pertumbuhan(pola dan magnitude)partial discharge.

Gambar 4-11 menunjukkan diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran danpengujian kualitas gas SF6.


52

Gambar 4-1 Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gasSF6


53

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

– Mengganti absorbent.

– Melakukan prosedur penanganan gas yang tepat.

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

Prosedur untuk penggantian absorbent adalah sebagai berikut:

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

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

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

– Masukkan absorbent yang baru ke dalam tabung absorbent denganmenggunakan corong sampai rata dan pasang kembali tabung absorbentpada penutup lubang (hand hole cover).

– Pasang kembali penutup lubang tangan (hand hole) pada tabungkompartemen.

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

4.3 Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing

Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak4.3.1

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


54

Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT4.3.2

Pengujian kecepatan kerja PMT diukur dengan melihat waktu kerja buka, tutup dan tutup-buka PMT. Apabila kecepatan kerja buka atau tutup PMT terukur lebih besar dari yangdistandarkan oleh pabrikan, maka perlu diperiksa keserempakan kerja PMT tersebut.

Keserempakan kerja PMT diukur dengan melihat selisih waktu kerja antar pole PMTdalam satu kali operasi tutup-buka. Apabila ditemukan selisih waktu maksimum pada tiapoperasi tutup, buka maupun tutup-buka antar pole PMT lebih besar dari yangdistandardkan, maka perlu diperiksa sistem penggerak mekaniknya.

a. Pada penggerak hidrolik, bila ditemukan adanya rembesan minyak, makaperlu dilakukan perbaikan. Apabila tidak ditemukan rembesan minyak, hanyaperlu dilakukan pengukuran waktu pre-inflasi sistem hidrolik untukmengetahui ada tidaknya udara terjebak dalam minyak. Apabila ditemukanadanya udara terjebak, dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif berikutnya(bleeding).

Pengukuran waktu start-stop motor pompa hidrolik perlu dilakukan untukmengetahui waktu kerja kompresi dalam upaya mencapai tekanannominalnya, di samping kebocoran pada akumulator.

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

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

Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi4.3.3

Tahanan isolasi peralatan yang distandarkan adalah 1 megaohm untuk setiap 1 kVtegangan uji.Apabila nilai tahanan isolasi terukur kurang dari yang distandarkan, makaperlu dilakukan:

a. Pemeriksaan isolasi baut sarana link (ES) untuk pengujian yangmenghubungkan pentanahan kompartemen dengan pentanahan peralataninternal kompartemen. Bila ditemukan korosi, maka perlu dilakukanpembersihan atau penggantian.

b. Pemeriksaan tekanan. Apabila terjadi adanya indikasi penurunan tekanangas SF6, maka perlu dilakukan tindakan korektif,yaitu penambahan gas SF6dan dilanjutkan dengan pencarian titik kebocoran gas SF6denganmenggunakan leakage detector. Setelah titik kebocoran ditemukan,dilakukan perbaikan sumber kebocoran.


55

c. Pemeriksaan kualitas gas SF6 (purity, moisture/dew point, decompositionproduct). Apabila ditemukan salah satu parameter kualitas SF6 yang tidakmemenuhi syarat, maka dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif lebihlanjut (lihat Gambar 4-1).

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

a. Pemeriksaan visual kondisi terminasi sekunder. Bila ditemukan adanyaindikasi pemburukan pada terminal sekunder (longgar/korosi/support isolatorantara terminasi sekunder CT memburuk), maka dapat dilanjutkan dengantindakan korektif berikutnya (pembersihan dan/atau pengencangan terminasisekunder).

b. Bila tidak ditemukan adanya indikasi pemburukan pada terminal sekunder,maka perlu dilakukan evaluasi hasil ukur tahanan isolasi sekunder-grounddengan tahanan isolasi inter-core. Bila hasil ukur yang buruk hanyaditemukan pada salah satu core, maka perlu dikonfirmasi dengan melakukanuji rasio pada core tersebut. Pemburukan pada salah satu coreditindaklanjuti dengan memindahkan rangkaian yang tersambung pada coretersebut ke core lain yang masih baik.

Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear4.3.4

Gear merupakan sarana transfer energi antara poros kontak kompartemen PMS denganpenggeraknya. Salah satu sisi gear berisolasigas SF6 sedangkan sisi lainnya berada padaudara luar. Masing-masing sisi dilindungi/dibatasi oleh sub-seal (gasket atau o-ring).Pemeriksaan gear pada sisi luar perlu dilakukan untuk melihat kondisi sub-seal, apabilasub-seal yang berfungsi sebagai pelindung dari kontaminasi gas SF6 oleh udara luarkondisinya sudah mengeras (elastisitasnya berkurang), maka perlu dilakukanpenggantian sub-seal tersebut.

Pelumasan sub-seal disarankan tidak terlalu tebal, hal iniuntuk menghindari kerusakansub-seal akibat kontaminasi oleh debu karena dapat mempercepat proses penuaan sub-seal.

Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik4.3.5

Interlock mekanik dapat berupa pemasangan pin/gembok. Apabila ditemukan pinpengunci/gembok tidak terpasang, maka pada peralatan tersebut perlu diberi tandaperingatan sebelum pelaksanaan perbaikan pin/pemasangan gembok .

Interlock elektrik dinyatakan tidak berfungsi dengan baik bila motor penggerak PMSbekerja tapi poros PMS tidak berputar. Apabila hal ini terjadi, maka harus dilakukaninvestigasi lebih lanjut terhadap motor penggerak. Kondisi ketidaknormalan lain adalahbila PMS sudah selesai bekerja/berganti posisi, motor penggerak masih terus bekerja.Untuk itu perlu dilakukan investigasi pada pasokan tegangan kontaktor, kondisikontaktor/relay, kondisi indikator dan sinyal pada local control cubicle (LCC) dan posisilimit switch pada system penggerak mekanik.


56

Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak4.3.6

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

Rekomendasi Trip Circuit Faulty4.3.7

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

Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik4.3.8

Pada manometer jenis basah (terendam minyak), apabila ditemukan error yang lebihbesar dari yang distandarkan, maka perlu dilakukan pemeriksaan kondisi cairan/minyakdalam manometer. Bila kondisinya memburuk, maka dapat dipastikan penyebab erroradalah korosi pegas. Hal ini ditanggulangi dengan penggantian manometer.

Pada manometer jenis kering, apabila ditemukan error yang lebih besar dari yangdistandarkan, maka dapat dipastikan penyebab error adalah kejenuhan pegas. Hal iniditanggulangi dengan penggantian manometer.

Penggantian manometer SF6 maupun hidrolik dilakukan dengan terlebih dahulu membloksystem proteksi pada manometer SF6 dan menutup valve hidrolik.

Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT4.3.9

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


57

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN GIS


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14 GIS14.1 Inspeksi

14.1.1 Inspeksi level -1 ( In serviceSuperficial Inspection )

14.1.1.1 PMT

14.1.1.1.1 Tekanan gas SF6 Pemeriksaan tekanan gas SF6 ● ●14.1.1.1.2 Kondisi manometer dan density

meterPemeriksaan kondisi manometer dandensity meter ●

14.1.1.1.3 Lampu indikator SF6 Pemeriksaan lampu indikator tekanangas SF6 ●

14.1.1.1.4 Counter kerja Penunjukan counter kerja ●14.1.1.1.5 Tekanan gas saat muncul alarm Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul

alarm ●14.1.1.1.6 Tekanan gas sesudah alarm off Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah

alarm off saat trip/block ●14.1.1.1.7 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●


58


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14.1.1.1.8 ketidakserempakan kontak PMT Ketidakserempakan kerja kontak PMT ●14.1.1.1.9 PMT dengan penggerak pneumatik Pemeriksaan tekanan kompresor

penggerak pneumatik ● ●14.1.1.1.10 PMT dengan penggerak hidrolik

dan hidrolik springPemeriksaan tekanan minyak hidroilkdan hidrolik spring ● ●

14.1.1.1.11 PMT dengan penggerak hidrolikdan hidrolik spring Pemeriksaan kondisi pompa hidrolik ●

14.1.1.1.12 PMT dengan penggerak hidrolikdan hidrolik spring

Pemeriksaan kondisi valve pengisianminyak hidrolik ●

14.1.1.1.13 PMT dengan penggerak hidrolik Pemeriksaan kondisi aktuator hidrolik ●14.1.1.1.14 PMT dengan penggerak hidrolik

dan hidrolik spring Pemeriksaan indikator level minyak ●14.1.1.1.15 PMT dengan penggerak hidrolik

dan hidrolik spring Pemeriksaan rembesan minyak ●14.1.1.1.16 PMT dengan penggerak hidrolik

dan hidrolik spring Pemeriksaan indikasi pengisian pegas ●14.1.1.1.17 PMT dengan penggerak hidrolik

dan hidrolik springPengecekan jumlah (counter) kerjamotor hidrolik ●

14.1.1.2 PMS

14.1.1.2.1 Tekanan gas SF6 Pemeriksaan tekanan gas SF6 ● ●


59


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14.1.1.2.2 Kondisi manometer dan densitymeter

Pemeriksaan kondisi manometer dandensity meter ●


14.1.1.2.4 Tekanan gas saat muncul alarm Pemeriksaan tekanan gas SF6 munculalarm ●

14.1.1.2.5 Tekanan gas sesudah alarm off Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudahalarm off saat trip/block ●

14.1.1.2.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.2.7 ketidaksempurnaan kontak PMS Pemeriksaan ketidaksempurnaan

kerja kontak PMS ●14.1.1.2.8 motor listrik PMS Pemeriksaan kondisi motor listrik ● ●14.1.1.3 CT






60


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN


14.1.1.3.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.4 CVT/PT






14.1.1.4.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.5 Sealing End/Sealing Box




61


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN




14.1.1.5.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.6 LA






14.1.1.6.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.7 Busbar


62


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN






14.1.1.7.6 kebocoran SF6 Pendeteksian kebocoran SF6 ●14.1.1.8 Lampu-lampu indikator Pemeriksaankondisi lampu-lampu

indikator ●14.1.1.9 Lubang kabel kontrol Pemeriksaan lubang kabel kontrol ●14.1.1.10 Heater Pemeriksaan Kondisi Heater ●14.1.1.11 Kondisi Umum

14.1.1.11.1 Suhu Pemeriksaan Suhu ●14.1.1.11.2 Kelembaban Pemeriksaaan Kelembaban ●


63


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14.1.2 Inspeksi level -2 ( In ServiceMeasurement )

14.1.2.1 Tahanan pentanahan Pengukuran tahanan pentanahan ●14.1.2.2 Kualitas gas SF6

14.1.2.2.1 Purity Pengujian kemurnian gas SF6 ● ●14.1.2.2.2 Decomposition Products Pengujian dekomposisi produk gas

SF6 ● ●14.1.2.2.3 Moisture Content Pengujian moisture content gas SF6 ● ●14.1.2.2.4 Dew Point Pengujian dew point gas SF6 ● ●14.1.2.3 Temperatur sekitar Pemeriksaan suhu ●14.1.3 Inspeksi level -3

14.1.3.1 Online measurement

14.1.3.1.1 Temperatur Sekitar ●14.1.3.1.2 Kelembaban Sekitar ●


64


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14.1.3.1.3 Kandungan DecompositionProducts ●

14.1.3.1.4 Partial discharge Pengukuran partial discharge ● ●14.1.3.2 Shutdown Measurement

14.1.3.2.1 Tahanan Isolasi Pengukuran tahanan Isolasi ●14.1.3.2.2 Tahanan kontak Pengujian tahanan kontak ●14.1.3.2.3 Keserempakan PMT Pengujian keserempakan PMT ●14.1.3.2.4 Kalibrasi Manometer dan meter

hidrolikKalibrasi manometer dan meterhidrolik ●

14.1.3.2.5 Gear

14.1.3.2.5.1 Gear PMS Pengecekan dan pelumasan gear PMS ●14.1.3.2.5.2 Gear PMS Tanah Pengecekan dan pelumasan gear PMS

Tanah ●14.1.3.2.6 Blocking sistem penggerak PMT Pemeriksaan blocking sistem

penggerak PMT ●14.1.3.2.7 Auxilary contact


65


HARI

AN

MIN

GG

UAN

BULA

NAN

3 BU

LAN

AN

1 TA

HUN

AN

2 TA

HUN

AN

5 TA

HUN

AN

KON

DISI

ON

AL

KETERANGAN

14.1.3.2.7.1 Auxilary contact PMT Pemeriksaan/penggantian auxilarycontact PMT ●

14.1.3.2.7.2 Auxilary contact PMS Pemeriksaan/penggantian auxilarycontact PMS ●

14.1.3.2.7.3 Auxilary contact PMS Tanah Pemeriksaan/penggantian auxilarycontact PMS Tanah ●

14.1.3.2.8 Sistem interlock mekanik danelektrik

Pemeriksaan sistem interlock mekanikdan elektrik ●

14.1.3.3 Shutdown Function Test

14.1.3.3.1 Gas SF6 density detector Pengujian fungsi SF6 density detector ●14.1.3.3.2 Signal trip/blok Pengujian fungsi signal trip/blok ●14.1.3.3.3 Annunciator Pengujian annunciator ●14.1.3.3.4 Electric interlock Pengujian electric interlock ●14.1.3.3.5 Trip circuit faulty Pengujian trip circuit faulty ●


66

Lampiran 2 FMEA GIS SECONDARY

Subsystem Function Functional Failure Actual Part Function FunctionalFailure

Failuremode level

1

Failuremode level

2

Failuremode level

3

Secondary

mentrigger subsistemdriving mechanismuntuk mengaktifkansubsistem mechanicbekerja pada waktuyang tepat.

1) Tidak mampu memberikan trigger padasubsistem driving mechanism untukmengaktifkan subsistem mechanicpada waktu yang tepat

2) mampu memberikan trigger padasubsistem driving mechanism untukmengaktifkan subsistem mechanicnamun pada waktu yang tidak tepat(diluar setting)

manometer

mengetahuibesaran

tekanan padakompartemen

tidak mampumemberikan

indikasitekanan SF6

penunjukkan tekanangas SF6

tidak akurat

minyakbocor (tipe

basah)seal rusak

Secondary




manometer

mengetahuibesaran



indikasitekanan SF6

sistempenggerakkorosi (tipe

kering)

tingkatvakum

rendah /menurun


67

Subsystem Function Functional Failure Actual Part Function FunctionalFailure

Failuremode level

1

Failuremode level

2

Failuremode level

3

Secondary




manometer

mengetahuibesaran



indikasitekanan SF6

tripping/bloktrip, close vibrasi kontak

kering


68

Lampiran 3 FMEA GIS PRIMARY

Sub

systemFunction Functional Failure

Subsub

systemFunction Functional

FailureActualPart Function Functional

Failure

Failuremodelevel

1

Failuremodelevel

2

Failuremodelevel

3

Primary 1) menyalurkan dan

2) memutus-sambungkanaliran energi listrik padakondisi normal tanpaterjadi overheating, badcontact maupundischarge,

3) menghasilkan informasiuntuk keperluan proteksisistem,

4) memproteksi GIS sendiri

1) tidak mampumemutuskan danmenghubungkanaliran listrik padawaktunya

2) tidak mampumenyalurkan energilistrik pada kondisinormal

3) terjadi overheating,bad contact, dandischarge

switchingdevice

peralatanutama yangberperandalammemutuskandanmenghubungkan aliranlistrik

tidak mampumemutuskandanmenghubungkan aliranlistrik

maincontact

komponenpenghubungdan pemutusaliran listrik

tidak dapatmenghubungkan danmemutuskanaliran listrik

cacatpadamaincontact

overheating

arcingpada saatprosesswitching








switchingdevice



maincontact



posisifix danmain

contacttidaktepat

bautlepasataukendor

pemasangan bautdanmarkingtidaktepat


69

Sub

systemFunction Functional Failure

Subsub

systemFunction Functional

FailureActualPart Function Functional

Failure

Failuremodelevel

1

Failuremodelevel

2

Failuremodelevel

3








switchingdevice



maincontact



holdspringlepasdarihousing

fleksibilitasberkurang

kontakpanas


70

Lampiran 4 Formulir Pengujian Kualitas SF6


71

Lampiran 5 Formulir Pengujian Kualitas SF6


72

Lampiran 6 Daftar Perubahan Pada SK DIR 114 Tentang Pemeliharaan GIS

NO BAB BUKU BARU BUKU LAMA DASAR / ALASAN PERUBAHAN1 Bab

I

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

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

Subsistem primary terbagi dalam beberapasubsubsistem

Subsistem primary tidak terbagi dalamsusbsubsistem

hasil review fmea-fmeca

Penambahan subsubsistem Current Carryingtentang komponen "Bellows"

subsubsistem Current Carrying tentangkomponen "Bellows" tidak ada

hasil review fmea-fmeca

Penambahan kalimat "peralatan ini terpasangsecara permanen maupun portable"

Tidak ada kalimat "peralatan ini terpasangsecara permanen maupun portable"

menyesuaikan aset di lapangan

Penambahan item hidrolik spring tidak ada item hidrolik spring, hanya item springdan hidrolik

menyesuaikan aset di lapangan

FMEA GIL dihapuskan terdapat item FMEA GIL perlu dilakukan pembahasan tersendiri untuk FMEAGIL yang diawali dengan mengumpulkan data-dataanomali tentang GIL

sistem GIS subsistem GIS hasil review fmea-fmeca

2 Bab 2 Perubahan definisi pada sub bab PedomanPemeliharaan dan perubahan tabel PedomanPemeliharaan

– hasil review fmea-fmeca– hasil verifikasi revisi SK Dir 114

Penambahan item Moisture content SF6 Tidak ada item moisture content SF6 parameter pengukuran kualitas SF6

– Perubahan dan penambahan beberapa itempada shutdown testing measurement

– Penambahan keterangan minor dan majoroverhaul

– hasil review fmea-fmeca

– hasil verifikasi revisi SK Dir 114

Penambahan item reklamasi gas SF6 tidak ada item reklamasi gas SF6 Cigre 234 WG TB B3.02.01

3 Bab 3 Penambahan standar untuk moisture content SF6(dari Hitachi dan CIGRE)

hanya terdapat standar Alstom menyesuaikan aset di lapangan


73

NO BAB BUKU BARU BUKU LAMA DASAR / ALASAN PERUBAHAN4 Bab 4 standard laju kebocoran SF6: 0,5 % per tahun standard laju kebocoran SF6: 1 % per tahun IEC 62271

Perubahan Diagram alir rekomendasi monitoringlaju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6

Buku Panduan pemeliharaan praktis P3B JB


74

DAFTAR ISTILAH

1. Spacer : Peyangga konduktor2. Purity : Kemurnian3. Decomposition product : Hasil penguraian4. Enclosure : Selubung/kompartemen5. Dew point : Titik embun6. Moisture : Uap air7. Partial discharge : Peluahaan sebagian8. Protrusion : Tonjolan atau ketidakrataan permukaan9. Void : Gelembung udara10. Absorbent : Material yang berfungsi menyerap uap air dan

decomposition product SF611. In service : Kondisi bertegangan12. Density : Kerapatan13. In service inspection : Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan panca

indera.14. In service measurement : Pemeriksaan/pengukuran dalam kondisi bertegangan

dengan alat bantu.15. Drain valve : Katup pembuangan16. Fix contact : Kontak diam pada PMT17. Shutdown testing : Pengujian/pengukuran tidak bertegangan.


75

DAFTAR PUSTAKA

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

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

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

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

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

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

7. ABB, “Manual Book of GIS Type ELK-0”.

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

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

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

11. IEC 60044-2, 2003 (Instrument transformers – Part 2: Inductive VoltageTransformers)

12. IEC 60376-2005 (Specification of technical grade sulfur hexafluoride SF6 for use inelectrical equipment)

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

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

15. Climate Change Capital-Green Work Asia.

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

17. VDE (Catalouge 228/4)

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

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


76

20. IEC 60270: Partial Discharge Measurement.

21. Manual alat uji Breaker Analyzer, Programma TM1600

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

23. Guideline for Infrered Inspection of Electrical and mechanical System olehInfraspection Institute

24. Knowledge Sharing and Research (KSANDR) Belanda

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

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

DAFTAR ISI - trans-jbtb.pln.co.idtrans-jbtb.pln.co.id/wp-content/uploads... · gas insulated...

Documents

Transcript of DAFTAR ISI - trans-jbtb.pln.co.idtrans-jbtb.pln.co.id/wp-content/uploads... · gas insulated...