2 Buku Pedoman Trafo Arus 2

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ... I DAFTAR GAMBAR ...III DAFTAR TABEL ... IV DAFTAR LAMPIRAN ... V PRAKATA ... VI

TRANSFORMATOR ARUS... 1

1 PENDAHULUAN ... 1

1.1 Pengertian Trafo Arus... 1

1.2 Fungsi Trafo Arus ... 3

1.3 Jenis Trafo Arus ... 4

1.4 Komponen Trafo Arus...10

1.5 Pengenal (Rating) Trafo Arus ...12

1.5.1 Pengenal Beban (Rated Burden) ...13

1.5.2 Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) ...13

1.5.3 Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) ...13

1.5.4 Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current) ...14

1.6 Kesalahan Trafo Arus ...14

1.6.1 Kesalahan Perbandingan/Rasio...14

1.6.2 Kesalahan Sudut Fasa ...14

1.7 Kesalahan Komposit (Composite Error)...15

1.8 Ketelitian/Akurasi Trafo Arus ...15

1.8.1 Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current) ...15

1.8.2 Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF) ...15

1.9 Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering...16

1.10 Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi...17

1.10.1 Kelas P ...17

1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ...18

1.10.2.1 Kelas PX ...18

1.10.2.2 Kelas PR ...18

1.10.2.3 Kelas TPS ...18

1.10.2.4 Kelas TPX (non gapped core) ...18

1.10.2.5 Kelas TPY (anti remanence gapped core) ...19

1.10.2.6 Kelas TPZ (linear core)...19

1.11 Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti ...20

1.12 Failure Mode and Effect Analysis(FMEA) ...20

2 PEDOMAN PEMELIHARAAN...21

2.1 Konsep Asesmen ...21

2.2 In Service Inspection...22

2.2.1 Dielectric...22

2.2.2 Grounding(Pentanahan) Trafo Arus...22

2.3 In Service Measurement ...23

2.3.1 Thermovision ...23

2.4 Shutdown Testing/Measurement ...23

2.4.1 Tahanan Isolasi ...23

2.4.2 Tan Delta...24

2.4.3 Pengukuran Kualitas Isolasi SF6 ...28

2.4.5 Tahanan Pentahanan... 30

2.4.6 Ratio ... 30

2.4.7 Pengujian Eksitasi atau Vknee... 31

2.5 Shutdown Treatment... 32

3 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI ... 33

3.1 In Service Inspection... 33

3.2 In Service Measurement... 35

3.2.1 Thermovisi Klem dan Konduktor ... 35

3.2.2 Thermovisi Isolator danHousingCT ... 36

3.3 Shutdown Testing/ Measurement... 37

3.3.1 Tahanan Isolasi... 37

3.3.2 Tan Delta ... 37

3.3.3 Kualitas Minyak ... 39

3.3.4 DGA ... 42

3.3.5 Tahanan Pentanahan... 43

3.3.6 Kualitas Gas SF6 ... 43

3.4 Shutdown Inspection... 44

4 TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN ... 46

DAFTAR ISTILAH... 66

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1-1 Rangkaian pada CT ... 1

Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen ... 2

Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo ... 3

Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi... 4

Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus... 4

Gambar 1-6Bar Primary... 5

Gambar 1-7Wound Primary... 5

Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan ... 7

Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan ... 7

Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti... 8

Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti... 8

Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A ... 9

Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A... 9

Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap...10

Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap...10

Gambar 1-16 CT Tipe Cincin ...11

Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin ...11

Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki ...12

Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki ...13

Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus ...15

Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian...17

Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat...19

Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus...21

Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter ...24

Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT ...24

Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta ..25

Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap...25

Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap ...26

Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap...26

Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap...27

Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap...27

Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap...28

Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan ...30

Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus...31

Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi...31

DAFTAR TABEL

Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ... 16

Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ... 16

Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi ... 17

Tabel 2-1Shutdown Treatmentpada CT... 32

Tabel 3-1 Evaluasi dan RekomendasiIn Service InspectionCT... 33

Tabel 3-2 Evaluasi dan RekomendasiThermovisiKlem ... 36

Tabel 3-3 Evaluasi dan RekomendasiThermovisiIsolator danHousingCT ... 36

Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi... 37

Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta ... 38

Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak... 39

Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA... 42

Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan... 43

Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6 ... 43

Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi HasilShutdown Inspection... 44

Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus... 46

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS ………. 50

Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS ……….. 54

Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Mingguan ……… 55

Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan ………...56

Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT – Tahunan ………. 57

Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT ……….. 58

Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT ………...59

Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT ………. 60

Lampiran 9 Formulir Pengujian/PengukuranRatioCT ………...61

Lampiran 10 Formulir Pengujian/PengukuranKnee PointCT ………...62

Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT ………...63

Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT ………. 64

PRAKATA

PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberi kontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaan aset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjuk kerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikan manfaat yang maksimum selama masa manfaatnya.

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

Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktor pendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkan beberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah buku Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik.

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

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

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

Jakarta, Oktober 2014 DIREKTUR UTAMA

TRANSFORMATOR ARUS

1

PENDAHULUAN

1.1

Pengertian Trafo Arus

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

Gambar 1-1 Rangkaian pada CT

Untuk trafo yang dihubung singkat : I1N1  I2N2

Untuk trafo pada kondisi tidak berbeban:

2 1

2 1

N N E E



Dimana

2 1 N N a ,

2

1 I

I  sehingga N1  N2,



1

N jumlah lilitan primer, dan 

2

Rangkaian Ekivalen

Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen Tegangan induksi pada sisi sekunder adalah

2

2 4,44 B A f N

E      _Volt

Tegangan jepit rangkaian sekunder adalah



Z

Z

b



I

E

2



2



2



_Volt

inst kawat

b

Z

Z

Z





Volt

Dalam aplikasinya harus dipenuhiU1 U2

Dimana:



B kerapatan fluksi (tesla)



A luas penampang (m²)



f frekuensi (Hz) 

2

N jumlah lilitan sekunder 

1

U tegangan sisi primer 

2

U tegangan sisi sekunder



b

Z

impedansi/tahanan beban trafo arus



kawat

Z

impedansi/tahanan kawat dari terminasi CT ke instrumen



inst

Z

impedansi/tahanan internal instrumen, misalnya relai proteksi atau peralatan meter

Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo

1.2

Fungsi Trafo Arus

Fungsi dari trafo arus adalah:

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

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

- Standarisasi besaran sekunder, untuk arus nominal 1 Amp dan 5 Amp Secara fungsi trafo arus dibedakan menjadi dua yaitu:

a). Trafo arus pengukuran

o Trafo arus pengukuran untuk metering memiliki ketelitian tinggi pada

daerah kerja (daerah pengenalnya) 5% - 120% arus nominalnya tergantung dari kelasnya dan tingkat kejenuhan yang relatif rendah dibandingkan trafo arus untuk proteksi.

o Penggunaan trafo arus pengukuran untuk Amperemeter, Watt-meter,

VARh-meter, dan cosmeter. b). Trafo arus proteksi

 Trafo arus untuk proteksi, memiliki ketelitian tinggi pada saat terjadi gangguan dimana arus yang mengalir beberapa kali dari arus pengenalnya dan tingkat kejenuhan cukup tinggi.

 Penggunaan trafo arus proteksi untuk relai arus lebih (OCR dan GFR), relai beban lebih, relai diferensial, relai daya dan relai jarak.

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

Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi

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

Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus

1.3

Jenis Trafo Arus

Jenis trafo arus menurut tipe kontruksi dan pasangannya  Tipe Konstruksi

 Tipe cincin (ring/window type)

 Tipe cor-coran cast resin (mounded cast resin type)

 Tipe tangki minyak (oil tank type)

 Tipe trafo arus bushing  Tipe Pasangan.

 Pasangan luar (outdoor)

Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi belitan primer:

o Sisi primer batang (bar primary)

Gambar 1-6Bar Primary

o Sisi tipe lilitan (wound primary)

Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi jenis inti  Trafo arus dengan inti besi

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

 Trafo arus tanpa inti besi

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

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

o Trafo arus kering

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

o Trafo aruscast resin

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

o Trafo arus isolasi minyak

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

o Trafo arus isolasi SF6/compound

Trafo arus ini banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipetop-core.

Jenis trafo arus berdasarkan pemasangan

Berdasarkan lokasi pemasangannya, trafo arus dibagi menjadi dua kelompok, yaitu:

o Trafo arus pemasangan luar ruangan (outdoor)

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

Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan

o Trafo arus pemasangan dalam ruangan (indoor)

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

Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan Jenis Trafo arus berdasarkan jumlah inti pada sekunder

– Trafo arus dengan inti tunggal

Contoh: 150 – 300 / 5 A, 200 – 400 / 5 A, atau 300 – 600 / 1 A.

Trafo arus dengan inti banyak dirancang untuk berbagai keperluan yang mempunyai sifat pengunaan yang berbeda dan untuk menghemat tempat. Contoh:

Trafo arus 2 (dua) inti 150 – 300 / 5 – 5 A (Gambar 1-10). Penandaan primer: P1-P2

Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2(untuk pengukuran) Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2(untuk relai arus lebih)

Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti

Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A (Gambar 1-11). Penandaan primer: P1-P2

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

Jenis trafo arus berdasarkan pengenal

Trafo arus memiliki dua pengenal, yaitu pengenal primer dan sekunder.

Pengenal primer yang biasanya dipakai adalah 150, 200, 300, 400, 600, 800, 900, 1000, 1200, 1600, 1800, 2000, 2500, 3000 dan 3600.

Pengenal sekunder yang biasa dipakai adalah 1 dan 5 A. Berdasarkan pengenalnya, trafo arus dapat dibagi menjadi:

– Trafo arus dengan dua pengenal primer

o Primer seri

Contoh: CT 800 – 1600 / 1 A

Untuk hubungan primer seri, maka didapat rasio CT 800 / 1 A, lihat Gambar 1-12 berikut:

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

o Primer paralel

Contoh: CT dengan rasio 800 – 1600 / 1 A

Untuk hubungan primer paralel, maka didapat rasio CT 1600 A lihat Gambar 1-13 berikut:

– Trafo arus multi rasio/sekunder tap

Trafo arus multi rasio memiliki rasio tap yang merupakan kelipatan dari tap yang terkecil, umumnya trafo arus memiliki dua rasio tap, namun ada juga yang memiliki lebih dari dua tap (lihat Gambar 1-14 dan 1-15)

Contoh:

– Trafo arus dengan dua tap: 300 – 600 / 5 A

Pada Gambar I-14., S1-S2= 300 / 5 A, S1-S3= 600 / 5 A.

– Trafo arus dengan tiga tap: 150 – 300 – 600 / 5 A

Pada Gambar I-15., S1-S2= 150 / 5 A, S1-S3= 300 / 5 A, S1-S4= 600 / 5 A.

Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap

Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap

1.4

Komponen Trafo Arus

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

Gambar 1-16 CT Tipe Cincin

Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin

Keterangan Gambar:

1. Terminal utama (primary terminal) 2. Terminal sekunder (secondary terminal) 3. Kumparan sekunder (secondary winding)

CT tipe cincin dan cor-coran cast resin biasanya digunakan pada kubikel penyulang (tegangan 20 kV dan pemasanganindoor). Jenis isolasi pada CT cincin adalahCast Resin.

 Tipe Tangki

Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki Komponen Trafo arus tipe tangki

1. Bagian atas Trafo arus (transformator head)

2. Peredam perlawanan pemuaian minyak (oil resistant expansion bellows) 3. Terminal utama (primary terminal)

4. Penjepit (clamps)

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

6. Inti dengan kumparan sekunder (core with secondary windings) 7. Tangki (tank)

8. Tempat terminal (terminal box)

9. Plat untuk pentanahan (earthing plate)

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

1.5

Pengenal (Rating) Trafo Arus

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

Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki Keterangan Gambar:

A = Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) B = Pengenal Beban (Rated Burden)

C = Ketelitian/Akurasi Trafo Arus

D = Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) E = Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)

1.5.1

Pengenal Beban (Rated Burden)

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

1.5.2

Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current)

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

1.5.3

Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current)

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

1.5.4

Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)

Pengenal arus dinamik adalah perbandingan

rated peak

I

I

, dimana Ipeak adalah arus puncak primer maksimum trafo arus yang diijinkan tanpa menimbulkan kerusakan danIratedadalah arus nominal primer trafo arus, contoh:Idyn= 40 kA.

1.6

Kesalahan Trafo Arus

Pada trafo arus dikenal 2 jenis kesalahan, yaitu:

1.6.1

Kesalahan Perbandingan/Rasio

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

% 100    

P P S n

I I I K

ε ,

dimana ε = kesalahan rasio trafo arus (%)

K_{n = pengenal rasio trafo arus}

P

I = arus primer aktual trafo arus (A) dan

S

I

= arus sekunder aktual trafo arus (A)

1.6.2

Kesalahan Sudut Fasa

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

Kesalahan sudut fasa dibagi menjadi dua nilai, yaitu:

 Bernilai positif (+) jika sudut fasaISmendahuluiIP

Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus

1.7

Kesalahan Komposit (Composite Error)

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







 

  

T

P S T P

C K i i dt

T I E

0

2

1 100

dimana

E

_C = kesalahan komposit (%)

P

I = arus primer (A) T = periode (detik)

T

K = pengenal rasio trafo arus

S

i

= arus sesaat sekunder (A) dan

P

i = arus sesaat primer (A)

1.8

Ketelitian/Akurasi Trafo Arus

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

1.8.1

Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current)

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

1.8.2

Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF)

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

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

rated primer

I

I

Contoh:

CT 5P20 dengan rasio 300 / 1 A, artinya Accuracy Limit Factor (ALF) = 20, maka batas ketelitian trafo arus tersebut adalah

≤ 5% pada nilai 20 x Arus pengenal primer atau

≤ 5% * 300 A pada pengukuran arus primer 20 * 300 A, atau ≤15 A pada pengukuran arus primer 6000 A

1.9

Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering

Trafo arus metering memiliki ketelitian tinggi untuk daerah pengukuran sampai 1,2 kali nominalnya. Daerah kerja trafo arus metering antara: 0.1 – 1.2 x INtrafo arus.

Kelas ketelitian trafo arus metering dinyatakan dalam prosentase kesalahan rasio pengukuran baik untuk arus maupun pergeseran sudut fasa, seperti pada Tabel 1 dan 2 di bawah.

Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering

5 20 100 120 5 20 100 120

0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5

0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10

0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30

1,0 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60

Kelas Ketelitian

+ / - % Kesalahan Rasio Arus pada % dari

Arus Pengenal

+ / - Pergeseran Fase pada % dari Arus Pengenal

Menit ( 1/ 60 derajat)

Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering

1 5 20 100 120 1 5 20 100 120

0,2S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 10 0,5S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30 Kelas

Ketelitian

+ / - % Kesalahan Rasio Arus pada % dari

Arus Pengenal

+ / - Pergeseran Fase pada % dari Arus Pengenal

Contoh pembacaan kedua tabel di atas adalah sebagai berikut:

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

Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian

1.10

Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi

1.10.1 Kelas P

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

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

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

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

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

5P 10P

Kesalahan Komposit pada batas ketelitian Arus Primer Pengenal

( % ) ± 1

± 3

± 60

-5 10

Kelas Ketelitian

Pada Arus Pengenal Kesalahan Rasio

( % )

Kesalahan Sudut ( menit)

1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ

Trafo arus yang mempunyai sirkit tanpa ataupun dengan celah udara serta mempunyai tipikal konstanta waktu sekunder, dikelompokkan sebagai berikut:

1.10.2.1

Kelas PX

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

1.10.2.2

Kelas PR

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

1.10.2.3

Kelas TPS

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

1.10.2.4

Kelas TPX (non gapped core)

Trafo arus yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yang ditentukan selama siklus kerja transien dan tidak ada batasan untuk remanensi fluksi. Trafo arus TPX adalah trafo arus tanpa celah udara dengan konstanta waktu lebih lama dari 5 detik, umumnya 5 s.d. 20 detik. Trafo arus jenis ini mempunyai ketelitian tinggi, arus magnetisasi yang sangat rendah, presisi pada transformasi komponen AC dan DC.

– Cocok untuk semua jenis proteksi

– Faktor remenensi KR0.8

– Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal

– Dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPY

– Pengguna (user) harus menyertakan nilai minimum dari Vkneedan nilai rms maksimum dari arus eksitasi

– Trafo arus jenis TPX ini pada umumnya digunakan pada sistem tegangan tinggi/tegangan ekstra tinggi untuk proteksi: Busbar, CCP, dan REF

1.10.2.5

Kelas TPY (anti remanence gapped core)

Trafo arus yang memiliki batas ketelitian berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaat selama siklus kerja transien. Remanensi fluksi tidak melebihi 10% dari nilai kejenuhan (saturasi). Trafo arus TPY adalah trafo arus yang memiliki celah udara kecil (pada inti) dengan konstanta waktu 0.2 s.d. 5 detik. Trafo arus jenis ini hampir sama dengan trafo arus jenis TPX namun transformasi komponen DC tidak seteliti trafo arus TPX.

– Kesalahan transien lebih besar pada konstanta waktu yang kecil

– Faktor remenensi KR < 0.1

– Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal

– Cocok untuk semua jenis proteksi

– Toleransi konstanta waktu sekunder  20 % jika Ts < 2 detik dan CT digunakan untuk proteksi penghantar (LP) tegangan ekstra tinggi

1.10.2.6

Kelas TPZ (linear core)

Trafo arus yang memiliki batas ketelitian yang ditentukan berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaat komponen bolak balik selama energisasi yang tunggal dengan nilai dc offset yang maksimum pada konstanta waktu rangkaian sekunder tertutup. Trafo arus TPZ adalah trafo arus yang memiliki celah udara besar (pada inti) dengan konstanta waktu 60 milidetik ±10%.

Arus magnetisasi 53% dari arus sekunder pada keadaan tunak (steady state).

– Faktor remenensi KR0

– Ukuran core 1/3 dari tipe TPX dan TPY untuk keperluan yang sama,

– Hanya dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPZ saja.

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

0.0010.501 1.001 1.501 2.001 2.501 3.001 3.501 4.001 4.5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 8

0 100 200 300 400 500 600

i03b ,

n m

t m

1.11

Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti

Diketahui arus hubung singkat maksimum IFmax = 7266 A, rasio CT 1000 /5 A dan kelas 10P20,burden7.5 VA.

CT tersebut dihubungkan pada rangkaian relai proteksi dengan nilai tahanan internal RCT = 0.26, Rrelai= 0.02, Rkawat= 0.15

Perhitungan untuk relai arus lebih:

 tegangan pada sisi sekunder CT adalah:



CT relai kawat



F

S

I

R

R

R

V









_Volt



0

.

26

0

.

02

0

.

15



1000

5

7226











S

V

Volt

54

.

15



S

V

_Volt

 teganganknee(Vknee) CT adalah:

ALF I

R I VA

V _{CT n}

n

k 

        Volt

20

5

26

.

0

5

5

.

7















_

_



k

V

Volt

56



k

V

Volt

* Vk>VS–– dengan demikian CT masih memenuhi kebutuhan

1.12

Failure Mode and Effect Analysis

(FMEA)

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

a) Mendefinisikan sistem (peralatan) dan fungsinya.

Didefenisikan sebagai kumpulan komponen yang secara bersama-sama bekerja membentuk satu fungsi atau lebih.

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

c) Menentukanfunctional failuretiap subsistem

Didefenisikan sebagai ketidakmampuan suatu asset untuk dapat bekerja sesuai fungsinya sesuai standar unjuk kerja yang dapat diterima pemakai. d) Menentukanfailure modetiap subsistem

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

2

PEDOMAN PEMELIHARAAN

2.1

Konsep Asesmen

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

Keterangan Gambar:

FMECA =Failure Mode Effect and Criticality Analysis

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

WF1 =weighting factormasing-masing inspeksi untuk sub sistem tertentu WF2 =weighting factormasing-masing sub sistem

DL1 = diagnosa level 1

2.2

In Service Inspection

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

2.2.1

Dielectric

Dalam hal ini dilakukan pemeriksaan dalam keadaan beroperasi dengan cara melihat visual kecukupan dari mediaDielectricCT melalui:

A. Memeriksa level ketinggian minyak CT pada gelas penduga

B. Memeriksa tekanan gas N2 melalui manometer yang terpasang di CT (indikator berupa angka)

C. Memeriksa tekanan gas SF6 melalui manometer yang terpasang di CT (indicator berupa angka)

D. Rembesan/kebocoran minyak CT E. Isolator porcelain

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

2.2.2

Grounding

(Pentanahan) Trafo Arus

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

2.3

In Service Measurement

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

2.3.1

Thermovision

Thermovision merupakan aktifitas pengukuran yang dilakukan untuk mengetahui temperatur suatu objek yang sedang diamati. Alat yang umumnya digunakan mampu menampilkan gambar suatu objek berdasarkan pencitraan temperaturnya. Tinggi rendahnya temperatur berdasarkan warna hasil pencitraan.

Pada praktek dilapangan, aktifitas ini sangat membantu untuk mengamati bagian peralatan yang bertemperatur tinggi akibatlossesatau rugi-rugi. Semakin tinggi rugi-rugi, maka semakin tinggi pula temperatur yang akan dihasilkan. Pengamatan thermovisi pada CT dilakukan pada:

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

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

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

2.4

Shutdown Testing/Measurement

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

2.4.1

Tahanan Isolasi

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

Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter

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

Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT

2.4.2

Tan Delta

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

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

Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta Pengukuran tan delta pada CT dilakukan dengan menginjeksikan tegangan 10 kV pada sisi primer yang di hubung singkat.

A. CT tanpa test tap

Mode GST-G

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

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

B. CT dengan Test Tap

Mode GST-G

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

Mode UST

Mode GST - Guard

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

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

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

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

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

2.4.3

Pengukuran Kualitas Isolasi SF6

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

2.4.4

Pengujian Kualitas Minyak isolasi

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

dilakukan pada trafo instrument jenis nonhermetically sealed. Pengujian kualitas isolasi dilakukan pada kondisi khusus, misalnya tujuan investigasi atau jika deperlukan yaitu jika ditemukan anomali pada CT. Pengambilan sample dilakukan dengan berkonsultasi terlebih dahulu dengan manufacturer atau mengacu pada manual instruction daripabrikan masing-masing CT.

Pengujian kualitas minyak isolasi CT sesuai standard IEC 60422 meliputi: A. PengujianBreak Down Voltage(BDV)

Pengujian tegangan tembus dilakukan untuk mengetahui kemampuan minyak isolasi dalam menahan stress tegangan. Pengujian ini dapat menjadi indikasi keberadaan kontaminan seperti kadar air dan partikel. Rendahnya nilai tegangan tembus dapat mengindikasikan keberadaan salah satu kontaminan tersebut, dan tingginya tegangan tembus belum tentu juga mengindikasikan bebasnya minyak dari semua jenis kontaminan.

B. Pengujian Water Content

Pengujian kadar air untuk mengetahui seberapa besar kadar air yang terlarut/terkandung di minyak. Menurut standar IEC 60422 perlu dilakukan koreksi hasil pengujian kadar air terhadap suhu 20oC yaitu dengan mengalikan hasil pengujian dengan faktor koreksif.

Dimana :

ts

e

f



2

,

24



0

,

04

Ket:

f= faktor koreksi

ts = Suhu minyak pada waktu diambil (sampling) C. PengujianAcidity

Minyak yang rusak akibat teroksidasi akan menghasilkan senyawa asam yang akan menurunkan kualitas isolasi kertas pada trafo arus. Asam ini juga dapat menjadi penyebab proses korosi pada tembaga dan bagian trafo yang terbuat dari bahan metal.

D. Pengujian Dielectric Disspation Factor

Pengujian ini bertujuan mengukur arus bocor melalui minyak isolasi, yang secara tidak langsung mengukur seberapa besar pengotoran atau pemburukan yang terjadi.

E. Pengujian Interfacial Tension

Pengujian IFT antara minyak dengan air dimaksudkan untuk mengetahui keberadaan polar contaminant yang larut dan hasil proses pemburukan.

Karakteristik dari IFT akan mengalami penurunan nilai yang sangat drastis seiring tingginya tingkat penuaan pada minyak isolasi. IFT juga dapat mengindikasi masalah pada minyak isolasi terhadap material isolasi lainnya. F. Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA)

PengujianDissolved Gas Analysis(DGA) adalah merupakan suatutooldiagnosa untuk mendeteksi dan mengevaluasi gangguan pada peralatan tenaga listrik dengan cara mengukur beberapa kandungan gas di dalam minyak isolasi meliputi gas: Nitrogen (N2), Oxygen (O2), Hydrogen (H2), Carbon monoxide (CO), Carbon dioxide (CO2), Methane (CH4), Ethane (C2H6), Ethylene (C2H4) dan Acetylene (C2H2). Mengacu pada standard IEC 60599 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis” , kelainan dalam peralatan trafo instrument dapat dideteksi dengan menggunakan DGA.

Dalam pelaksanaannya, pengujian ini dilakukan pada kondisi khusus, misalnya untuk tujuan investigasi, yaitu jika ditemukan kelainan atau anomali pada CT.

2.4.5

Tahanan Pentahanan

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

2.4.6

Ratio

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

Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan

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

Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus

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

NT : Rasio CT yang diuji NR : Rasio CT referensi IR : Arus CT referensi

IT : Arus CT yang diuji (~ nominal)

2.4.7

Pengujian Eksitasi atau Vknee

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

Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi

2.5

Shutdown Treatment

Shutdown Treatmentadalah pekerjaan untuk memperbaiki anomali yang ditemukan pada saat In Service Inspection/ measurement atau menindaklanjuti Shutdown Testing/ Measurement

Tabel 2-1Shutdown Treatmentpada CT

No Peralatan yg Dipelihara Cara Pemeliharaan Standar Hasil

1 Box Terminal

Bersihkan Box Terminal Bersih

Periksa gasket / karet tutup Box Terminal

Rapat & Tidak Bocor

Periksa gland kabel entry Rapat

No Peralatan yg Dipelihara Cara Pemeliharaan Standar Hasil bersihkan bagian dalam.

2

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

Bersihkan terminal & kabel

konektor Bersih

Pengencangan baut-baut

terminal Kencang

3 Limit Switch Indikator dan

Alarm low presure SF6 Uji fungsi

Trip dan Indikasi

4 Isolator dan housing CT serta kaca penduga

Bersihkan Isolator dan housing CT serta kaca penduga

Bersih

3

EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI

3.1

In Service Inspection

Tabel 3-1 Evaluasi dan RekomendasiIn Service InspectionCT

No Item Inspeksi Hasil Inspeksi Rekomendasi

1.

Level minyak Minimum - Pastikan kondisi indikator

ketinggian minyak normal/tidak normal

- Periksa apakah ada kebocoran minyak

- Lakukan langkah seperti pada item 3 tabel ini

Maksimum - Pastikan kondisi indikator ketinggian minyak normal/tidak normal

- Pastikan bahwa tidak ada kontaminasi air dari luar

- Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan

No Item Inspeksi Hasil Inspeksi Rekomendasi

penggantian seal dan penggantian

minyak sesuai manual

instrcuction/hubungimanufacturer

2.

Level tekanan gas Minimum - Pastikan kondisi indikator manometer normal/tidak normal

- Periksa apakah ada kebocoran gas

- Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan penggantian seal dan penambahan gas sesuaimanual

instruction/hubungimanufacturer

Maksimum - Pastikan kondisi indikator

manometer normal/tidak normal

3.

Kebocoran minyak Rembes/Bocor - Periksa sumber kebocoran minyak

- Lakukan pengujian kualitas minyak untuk memastikan kondisi minyak isolasi (khusus untuk jenis non hermatically sealed)

- Jika hasil pengujian minyak isolasi dalam kondisi poor, maka lakukan langkah seperti pada sub bab 3.3.3 (karakteristik minyak)

- Periksa kondisi seal, jika kondisi seal sudah fatik maka lakukan

penggantian seal dan penggantian minyak sesuaimanual

instrcuction/hubungimanufacturer

4.

Kondisi fisik isolator porcelain

Flek/Retak/pecah

Kotor

Lakukan penggantian CT bila pecah tdk bisa ditoleransi. (retak melingkar)

Lapisi dengan insulator varnish untuk kondisi isolator flek atau dengan gunakan ceramic sealer/ceramic rebounduntuk kondisi pecah kecil Lakukan pembersihan

5.

Kondisi core

Housing

No Item Inspeksi Hasil Inspeksi Rekomendasi 6. Kondisi structure

penyangga

Korosi/Kendor/Beng kok

Cat ulang/perbaiki

7. KondisiGrounding Lepas/kendor/ rantas

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

- Kencangkan kembali kawat pentanahan sehingga pentanahan tersambung denganmesh grounding GI

- Sambungkan ganti kawat pentanahan sehingga pentanahan tersambung denganmesh groundingGI

3.2

In Service Measurement

3.2.1

Thermovisi Klem dan Konduktor

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

(I max/I beban)2 x │∆T awal│ dimana:

I max : Beban tertinggi yang pernah dicapai I beban : Beban saat pengukuran

Tabel 3-2 Evaluasi dan RekomendasiThermovisiKlem

No ∆Takhir Rekomendasi

1. <10o Kondisi normal, pengukuran berikutnya dilakukan sesuai jadwal

2. 10o-25o Perlu dilakukan pengukuran satu bulan lagi

3. 25o-40o Perlu direncanakan perbaikan

4. 40o-70o Perlu dilakukan perbaikan segera

5. >70o Kondisi darurat

3.2.2

Thermovisi Isolator dan

Housing

CT

Thermovisi yang pada isolator atau housing CT dilakukan dengan cara membandingkan temperatur yang diperoleh dari hasil thermografi CT phasa R,S dan T. Untuk memininalkan kesalahan dalam menentukan temperatur objek yang sedang diamati, thermovisi sebaiknya dilakukan bersamaan pada dua atau 3 objek dalam hal ini CT untuk 2 phasa atau 3 phasa sekaligus.

Pelaksanaan pengukuran dilaksanakan minimal 1 bulan sekali untuk peralatan yang beroperasi pada tegangan  150 kV dan minimal 2 mingguan untuk peralatan yang beroperasi pada tegangan > 150 kV. Untuk kondisi tertentu, periode pengukuran dapat dilakukan sesuai kebutuhan.

Berdasarkan InternationaI Electrical Testing Association (NETA) Maintenance Testing Specifications(NETA MTS-1997) interpretasi hasil thermovisi dapat dikategorikan sebagai berikut:

Tabel 3-3 Evaluasi dan RekomendasiThermovisiIsolator danHousingCT

No ∆T1

(perbedaan suhu antar fasa)

Rekomendasi

1. 1oC – 3oC Dimungkinkan ada ketidaknormalan, perlu investigasi lanjut

No ∆T1

(perbedaan suhu antar fasa)

Rekomendasi

2. 4oC – 15oC Mengindikasikan adanya defesiensi, perlu dijadwalkan perbaikan

3. >16oC Ketidaknormalan Mayor, perlu dilakukan perbaikan/penggantian segera

3.3

Shutdown Testing/ Measurement

3.3.1

Tahanan Isolasi

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

No Hasil Uji Keterangan Rekomendasi

1. > 1MOhm/1kV Good

2. < 1MOhm/1kV Poor - Lakukan pengujian lebih lanjut

3.3.2

Tan Delta

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

Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta

No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi

1 CT 500, 275, 150 dan 70 kV

< 1% Acceptable Lakukan pengujian sesuai periode yang dijadwalkan

> 1% Unacceptable a.Lakukan pengujian sekali lagi untuk memastikan akurasi hasil uji atau mengacu kemanual book

b.Lihat trend hasil pengujian/hasil uji periode sebelumnya atau mengacu pada hasil uji pabrikan.

c. Bandingkan dengan hasil pengujian yang lain (tahanan isolasi), Jika mengindikasikan hal yang sama (poor) maka:

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

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

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

3.3.3

Kualitas Minyak

Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak

 Lakukan penggantian bila hasil perbaikan tetap menunjukkan > 1 %

d. Sesuai rekomendasi pabrik

No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi

1. Breakdown Voltage:

Kategori D (>170kV)

>60 kV/2.5 mm Good Normal.

50-60 kV/2.5 mm Fair - Periksa apakah ada indikasi kebocoran CT dan perbaiki

- Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungi manufacturer

<50 kV/2.5 mm Poor

Kategori E (≤ 170 kV)

s.d.a >50 kV/2.5 mm Good

40-50 kV/2.5 mm Fair

<40kV/2.5 mm Poor

2. Water Content Koreksi ke suhu 20oC

<5ppm Good Normal

5-10ppm Fair - Periksa apakah ada indikasi

kebocoran CT dan perbaiki

- Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungimanufacturer

>10ppm Poor

Kategori E (≤ 170 kV)

s.d.a

<5ppm Good

5-15ppm Fair

>15ppm Poor

3. Acidity

Kategori D (>170kV)

<0.1 Good - Normal

0.1-0.15 Fair - Laksanakan penggantian minyak

sesuai manual instruction atau hubungimanufacturerdan monitor

- Bila acidity tetap tinggi laksanakan penggantian CT

>0.15 Poor

Kategori E (≤ 170 kV)

s.d.a

<0.1 Good

0.1-0.2 Fair

4. Dielectric Dissipation Factor

Kategori D (>170kV)

<0.01 Good Normal.

0.01-0.03 Fair - Periksa apakah ada indikasi

kebocoran CT dan perbaiki

- Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungimanufacturer

>0.03 Poor

Kategori E (≤ 170 kV)

s.d.a

<0.1 Good

0.1-0.3 Fair

>0.3 Poor

5. Interfacial Tension(mN/m)

Kategori D (>170kV)

>28 Good - Normal

22-28 Fair - Laksanakan penggantian minyak

sesuai manual instruction atau hubungimanufacturer

<22 Poor

Kategori E (≤ 170 kV) Bukan merupakan pengujian rutin

Standard yang digunakan: IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and maintenance guidance”.

*) Khusus untuk CT jenis non hermatically sealed, setalah beroperasi 10 tahun atau jika diperlukan untuk keperluan investigasi

3.3.4

DGA

Standar yang digunakan IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis”.

Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA

Jenis fault C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Rekomendasi

PD Partial Discharge NS1) <0.1 <0.2 Investigasi lebih lanjut

D1 Discharge of Low energy

>1 0.1-0.5 >1 Investigasi lebih lanjut

D2 Discharge of High energy

0.6-2.5 0.1-1 >2 Investigasi lebih

lanjut

T1 Thermal Fault NS1) >1

(NS)

<1 Investigasi lebih lanjut

<0.02% Good - Normal

>0.02% Poor - Laksanakan penggantian minyak

sesuai manual instruction atau hubungimanufacturer

7. PengujianFlash Point

Perubahan <10% Good - Normal

Perubahan >10% Poor - Laksanakan penggantian minyak sesuai manual instruction atau hubungimanufacturer

< 300oC

T2 Thermal Fault 300<t<700oC

<0.1 >1 1-4 Investigasi lebih

lanjut

T3 Thermal Fault >700oC

<0.2 >1 >4 Investigasi lebih lanjut

NS1)=not significant regardless of value.

3.3.5

Tahanan Pentanahan

Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan

No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi

1. < 1 Ohm Good Normal

2. > 1 Ohm Poor Periksa kondisi konduktor Grounding dan sambungan.

3.3.6

Kualitas Gas SF6

Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6

No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi

1 Purity

a. > 97 % Good Normal

b. < 97 % Poor - Periksa kemungkinan adanya

kebocoran gas

- Lakukan pengujian decomposition product/uji gascromatograph

- Lakukan penggantian gas

No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi

a. < -5o_{C Good Normal}

b. > -5oC Poor - Periksa kemungkinan adanya

kebocoran gas

- Lakukan penggantian gas atau merujuk kemanual bookperalatan

3. Moisture Content

a < 400 ppmv Good Normal

b > 400 ppmv Poor - Periksa kemungkinan adanya

kebocoran gas

- Lakukan penggantian gas atau merujuk kemanual bookperalatan

3 Decomposition Product

a. < 2000 ppmv Good Normal

b. > 2000 ppmv Poor  Lakukan pengujian gascromatograph

 Lakukan pemeriksaan internal atau sesuaimanual bookperalatan

3.4

Shutdown Inspection

Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi HasilShutdown Inspection

No Item Inspeksi Kondisi Normal Rekomendasi bila kondisi normal tidak terpenuhi

No Item Inspeksi Kondisi Normal Rekomendasi bila kondisi normal tidak terpenuhi

Kering

- Periksa gasket/karet tutup Box Terminal ada yg aus/sudah mengeras. Bila sudah aus agar gasket/karet diganti

- Periksa kondisi tutup box beroperasi normal/tidak

- Periksa kondisi engsel/baut/kunci penutup box normal/tidak.

- Periksa kondisi box terminal masih baik/sudah berkarat/berlubang

- Periksa kondisi gland kabel tertutup rapat/tidak. Agar selalu tertutup rapat

2

Baut-baut

Terminal Utama dan Pentanahan serta baut wiring

dalam Box

Terminal

Bersih Dibersihkan dari kotoran, jamur & karat

Kencang Lakukan pengencangan baut-baut terminal

3

Limit Switch Indikator dan

Alarm low

presureSF6

Beroperasi

normal Lakukan pengujian fungsi

4

Isolator dan housing CT serta kaca penduga

Bersih dan

4

TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN

Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus Jenis

Pemeliharaan Jenis Inspeksi/Pengujian Periode

Batasan

Operasi Alat Uji

In Service Inspection

1. Pemeriksaan level minyak Mingguan NORMAL Visual

2. Pemeriksaan tekanan gas Mingguan MEDIUM Visual

3. Pemeriksaan kebocoran minyak Mingguan NORMAL Visual

4. Pemeriksaan kondisi fisik isolator porcelain/rubber

Tahunan / disesuaikan dengan kondisi

lingkungan

NORMAL Visual

5. Pemeriksaan kondisi core Housing

Bulanan NORMAL Visual

6. Pemeriksaan kondisi structure penyangga

Tahunan NORMAL Visual

7. Pemeriksaan kondisiGrounding Bulanan NORMAL Visual

Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan)

Jenis Pemeliharaan Jenis

Inspeksi/Pengujian Periode

Batasan

Operasi Alat Uji

In Service Measurement

1. Thermovisi antara klem dan konduktor  150 kV

Bulanan ∆T < 100C Kamera Thermography

Thermovisi antara klem dan konduktor > 150 kV

2 Mingguan ∆T < 100C Kamera Thermography

Jenis Pemeliharaan Jenis

Inspeksi/Pengujian Periode

Batasan

Operasi Alat Uji

2. Thermovisi Housing & isolator CT150 kV

Bulanan ∆T = 1 - 30C Kamera Thermography

Thermovisi Housing & isolator CT > 150 kV

2 Mingguan ∆T = 1 - 30C Kamera Thermography

Shutdown Testing Measurement

1. Pengujian tahanan Isolasi 4 Tahunan Setelah beroperasi 15 tahun, dilakukan tahunan

> 1MΩ /1kV Alat Uji Tahanan Isolasi

2. Pengujian Tan Delta dan Kapasitansi 4 Tahunan Setelah beroperasi 15 tahun, dilakukan tahunan

< 1 % Alat uji tan delta

3. Pengujian Tahanan Pentahanan

2 Tahunan < 1 Ω Alat uji

tahanan pentanahan

4. PengujianRatio Jika

diperlukan, relokasi atau

investigasi

Sesuai Tabel 1,2 dan 3

Alat ujiRatio

5. Pengujian Eksitasi Jika diperlukan, relokasi atau

investigasi

Sesuai Gambar II-13

Jenis Pemeliharaan Jenis

Inspeksi/Pengujian Periode

Batasan

Operasi Alat Uji

6. Pengujian kualitas minyak isolasi, meliputi ;

Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai standar)

a. Pengujian Break Down Voltage (BDV)

b. Pengujian Water Content

c.PengujianAcidity

d. Pengujian Dielectric Disspation Factor e. Pengujian Interfacial

Tension

< 70 kV ≥ 30 kV/2,5 mm 70-170 kV

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

mgH2O/kg Oil at 200C < 5 mgKOH/g < 0,1

> 170 kV: < 0,01 ≤ 170 kV: < 0,1

mN/m > 28

Alat uji Teg tembus

Alat uji Kadar Air

lat uji Kadar Keasaman Alat uji Tan δ minyak

Alat uji IFT

7. Pengujian DGA Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai standar)

H2 < 100

CH4 < 120

Jenis Pemeliharaan Jenis

Inspeksi/Pengujian Periode

Batasan

Operasi Alat Uji

C2H4 < 50

C2H6 < 65

CO < 350

CO2 < 2500

N2 < 1 - 10 %

O2 < 0,2 - 0.35

8 Pengujian kualitas gas SF6

Kondisional Alat uji

kualitas gas SF6

Shutdown Treatment1. Pemeliharaan Box Terminal

2 Tahunan NORMAL Visual, seal, compound

2. Pemeliharaan

Baut-baut Terminal

Utama dan

Pentanahan serta baut wiring dalam Box Terminal

2 Tahunan NORMAL & KENCANG

Tools set

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

2 Tahunan BEKERJA NORMAL

Tools set & Multi meter

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

2 Tahunan BERSIH dan kencang

Tools set & Lap Majun

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS

KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI

H a ri a n M in g g u a n 2 M in g g u a n B u la n a n 3 B u la n a n 1 T a h u n 2 T a h u n 4 T a h u n 5 T a h u n K o n d is io n a l Keterangan 2 CT 2.1 Inspeksi

2.1.1 Inspeksi Level-1 (In Service

Inspection)

2.1.1.1 Level minyak Pemeriksaan level minyak 2.1.1.2 Tekanan gas Pemeriksaaan tekanan gas 2.1.1.3 Kebocoran minyak Pemeriksaan kebocoran minyak 2.1.1.4 Isolator Pemeriksaan kondisi fisik isolator

porcelin/rubber

Disesuaikan dengan kondisi lingkungan 2.1.1.5 Core housing Pemeriksaan kondisi core housing

2.1.1.6 Struktur penyangga Pemeriksaan kondisi structure penyangga

2.1.1.7 Pentanahan Pemeriksaan kondisi grounding 2.1.2 Inspeksi Level-2 (In Service

KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI H a ri a n M in g g u a n 2 M in g g u a n B u la n a n 3 B u la n a n 1 T a h u n 2 T a h u n 4 T a h u n 5 T a h u n K o n d is io n a l Keterangan

2.1.2.1 Klem dan konduktor Thermovisi antara klem dan konduktor150 kV

2.1.2.2 Klem dan konduktor Thermovisi antara klem dan konduktor > 150 kV

2.1.2.3 Housing Thermovisi pada housing CT150 kV

2.1.2.4 Housing Thermovisi pada housing CT > 150 kV

2.1.2.5 Isolator Thermovisi pada isolator CT150 kV

2.1.2.6 Isolator Thermovisi pada isolator CT > 150 kV

2.1.3 Inspeksi Level-3 (Shutdown

Testing/Measurement)

2.1.3.1 Tahanan isolasi Pengujian Tahanan isolasi 2.1.3.2 Tangen delta dan kapasitansi Pengujian Tangen delta dan

kapasitansi Pengukuran rutin

Nilai tan delta tidak mendekati 1%

Setelah beroperasi 15 tahun

Pengukuran dilakukan diusia operasi ke-16

KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI H a ri a n M in g g u a n 2 M in g g u a n B u la n a n 3 B u la n a n 1 T a h u n 2 T a h u n 4 T a h u n 5 T a h u n K o n d is io n a l Keterangan

Jika nilai tan delta mendekati 1%

2.1.3.3 Pentanahan Tahanan Pentanahan

2.1.3.4 Ratio Pengukuran Ratio

2.1.3.5 Eksitasi Pengujian eksitasi

2.1.3.6 Kualitas mintak Pengujian kualitas minyak Untuk kebutuhan

investigasi

2.1.3.7 DGA Pengujian DGA Untuk kebutuhan

investigasi 2.1.3.8 Gas SF6 Pengujian kualitas gas SF6

Dilakukan pada saat awal beroperasi

Shutdown Inspeksi

2.1.3.9 Box terminal Pemeriksaan dan pembersihan box terminal terhadap, kotoran, binatang atau kemungkinan kemasukan air

2.1.3.10 Housing dan body CT

Pembersihan bushing dan body CT

Disesuaikan dengan kondisi lingkungan

KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI H a ri a n M in g g u a n 2 M in g g u a n B u la n a n 3 B u la n a n 1 T a h u n 2 T a h u n 4 T a h u n 5 T a h u n K o n d is io n a l Keterangan

2.1.3.11 Baut terminal utama dan wiring kontrol

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

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

UNIT PELAKSANA :

LOKASI GI :

BAY : TANGGAL : PUKUL : PELAKSANA : 1 1,1

1.1.1 Level Minyak Normal Maksimum Minimum Tidak

terpasang Rusak

Ada catatan 1.1.2 Kebocoran Minyak Ada Tdk Ada

1.1.3 Tekanan gas Normal Tdk Normal

2 2.1

2.1.1 Level Minyak Normal Maksimum Minimum Tidak

terpasang Rusak

Ada catatan 2.1.2 Kebocoran Minyak Ada Tdk Ada

2.1.3 Tekanan gas Normal Tdk Normal

3 3.1

3.1.1 Level Minyak Normal Maksimum Minimum Tidak

terpasang Rusak

Ada catatan 3.1.2 Kebocoran Minyak Ada Tdk Ada

3.1.3 Tekanan gas Normal Tdk Normal

CATATAN : Pelaksana (………) (………) Approval ………

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE MINGGUAN

NO KOMPONEN YANG

DIPERIKSA KONDISI PERALATAN

FASA R DIELEKTRIK ……… ……… ……… FASA S FASA T DIELEKTRIK DIELEKTRIK ……… PT. PLN ( PERSERO )

Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan

UNIT PELAKSANA :

LOKASI GI :

BAY :

TANGGAL :

PUKUL :

PELAKSANA :

1 1,1

1.1.1 Kondis i Grounding Norm al Kendor Koros i Lepas Rantas Hilang

1.1.2 Kondis i Is olator Norm al Kotor Flek Retak Pecah

1.2

1.2.1 Kondis i core hous ing Norm al Koros i Retak

2 2.1

2.1.1 Kondis i Grounding Norm al Kendor Koros i Lepas Rantas Hilang

2.1.2 Kondis i Is olator Norm al Kotor Flek Retak Pecah

2.2

2.2.1 Kondis i core hous ing Norm al Koros i Retak

3 3.1

3.1.1 Kondis i Grounding Norm al Kendor Koros i Lepas Rantas Hilang

3.1.2 Kondis i Is olator Norm al Kotor Flek Retak Pecah

3.2

3.2.1 Kondis i core hous ing Norm al Koros i Retak

CATATAN :

Approval Pelaksana

(………) (………)

FASA S

GROUNDING

STRUKTUR MEKANIK

FASA T

GROUNDING

STRUKTUR MEKANIK

……… ………

……… ………

……… ………

……… ………

FASA R

GROUNDING

……… ………

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE BULANAN

NO KOMPONEN YANG DIPERIKSA KONDISI PERALATAN

STRUKTUR MEKANIK

Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT - Tahunan

UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA

1 1,1

1.1.1 Kondisi Support Structure Normal Korosi Kendor Bengkok

2 2,1

2.1.1 Kondisi Support Structure Normal Korosi Kendor Bengkok

3 3,1

3.1.1 Kondisi Support Structure Normal Korosi Kendor Bengkok

CATATAN :

Approval Pelaksana

(………) (………)

……… ………

FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT PERIODE TAHUNAN

NO KOMPONEN YANG DIPERIKSA

STRUKTUR MEKANIK

……… KONDISI PERALATAN

FASA S

FASA T

……… ……… STRUKTUR MEKANIK

FASA R

STRUKTUR MEKANIK

……… PT. PLN ( PERSERO )

: : : : : :

Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT UNIT PELAKSANA LOKASI GI BAY TANGGAL PUKUL PELAKSANA No

1 Current Carrying Circuit

1,1

1.1.1 / (

⁰ C)

1.1.2 Selis ih s uhu <10

⁰ C 10-25 ⁰ C 25-40 ⁰ C 40-70 ⁰ C >70 ⁰ C 1,2

1.2.1 / (

⁰ C)

1.2.2 Selis ih s uhu <10

⁰ C 10-25 ⁰ C 25-40 ⁰ C 40-70 ⁰ C >70 ⁰ C 1,3

1.3.1 / (

⁰ C)

1.3.2 Selis ih s uhu <10

⁰ C 10-25 ⁰ C 25-40 ⁰ C 40-70 ⁰ C >70 ⁰ C

2 Body CT Berbeda antar fas a Tidak berbeda antar fas a

jika berbeda, bushing yang lebih panas pada fasa Fasa R

Fasa S Fasa T

Beban s ekunder s aat pengukuran s uhu Am p

Beban m ax yang pernah dicapai Am p

Konduktor & Klem

1o

C – 3o

C Inves tigas i lanjut

4o_{C – 15}o_{C Rencanakan perbaikan}

>16o_{C Perbaikan s egera}

Approval Pelaksana

(………) (………)

……… Beda antar fasa

FORMULIR INSPEKSI LEVEL 1 CT ( THERMOVISI )

Fasa R Fasa T Fasa S KOMPONEN YANG DIPERIKSA ……… Keterangan ……… ……… <10 ⁰

C : Kondis i Baik

Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing

……… KONDISI PERALATAN

Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing

Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing

CATATAN : 10-25

⁰

C : Ukur 1 bulan lagi 25-40

⁰

C : Rencana Perbaikan 40-70

⁰

C : Perbaikan Segera >70

⁰

C : Kondis i Darurat : : : : : :

62

Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran

Knee Point

CT

NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN : …. / …..

Unit : No. Seri :

Lokasi : Burden / Class :

Bay : Merk / Type :

Ratio : Tegangan :

Core : V knee (name plate) :

Alat Uji : Tanggal :

Pelaksana :

TEG TEG

(Volt) (Volt)

1 2 3 4 1 2 3 4

1 6 2 7 3 8 4 9 5 10 Hasil pengukuran Catatan :

Mengetahui,

Pengawas Pekerjaan,

Pelaksana Pekerjaan,

...

...

...

...

...

...

FORM.4-3 CT

No. No. c o r e s e k u n d e r

ARUS (Ampere) c o r e s e k u n d e r

ARUS (Ampere)

Volt I (mA)

LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHATAR PENGUJIAN/PENGUKURAN KNEE POINT CT PT. PLN (PERSERO)

P3B SUMATERA UPT…..

PT PLN (PERSERO)

FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS PENGUJIAN/PENGUKURAN KNEE POINT

NO.DOKUMEN : REVISI :

"Logo Standar Mutu"

HALAMAN :

TANGGAL :(pengesahan dok)

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

Te

ga

ng

an

(V

ol

t)

Arus (Amps)

Kurva Kejenuhan CT

63

Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT

Unit : Merk / Type : No.Serie : Lokasi : Ratio Arus : Pelaksana :

Bay : Tegangan : Tanggal :

A C D E F G J H

1 SAMPLE MINYAK UNTUK DIUJI

Karakteristik Minyak > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan Diuji di Lab. a. Netralisasi Number (NN) peralatan < = 70 KV ( IEC 156 )

b. Interfacial Tention (IFT) > = 40 KV/2,5 mm untuk tegangan c. Color peralatan < = 70 KV ( IEC 156 ) d. Viscicity > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan e. Acid Number peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 ) f. Flash point > = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan g. Water content peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 ) h. Carbon Number > = 0,5 mh KOH/g untuk semua i. Sedimen Content tegangan ( IEC 296 )

Penurunan max. 15o C ( IEC 296 ) > = 15 x 10 ' NM ' ( IEC 296 ) - GAS CHROMATOGRAF GAS NORMAL

H2 < 150 ppm CH2 < 25 CH2 < 10 CH2 < 20 CO < 500 CO2 < 10.000

N2 < 1 - 10 % O2 < 0,2 - 0,35 %

Catatan : Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,

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

... ... ...

... ... ...

PELAKSANA B

NO URAIAN KEGIATAN A C U A N HASIL

SEBELUMNYA KONDISI AWAL TINDAKAN KONDISI AKHIR KESIMPULAN

PT PLN (PERSERO)

FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS KUALITAS MINYAK ISOLASI DAN DGA

NOMOR DOKUMEN : TANGGAL :(pengesahan dokumen) REVISI : HALAMAN :

64

Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT

Unit : : Merk / Type : No.Serie : Lokasi : : Ratio Arus : Pelaksana : Bay : : Tegangan : Tanggal :

A C D E F G J H

Tan Delta (%) Tan Delta (%) Tan Delta (%) 1 Pengujian Tan Delta CT Phasa R

2 Pengujian Tan Delta CT Phasa S

3 Pengujian Tan Delta CT Phasa T

Catatan : Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,

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

... ... ...

... ... ... B

< 1% Acceptable > 1% Unacceptable

NO URAIAN KEGIATAN A C U A N HASIL

SEBELUMNYA KONDISI AWAL TINDAKAN KONDISI AKHIR KESIMPULAN PELAKSANA

PT PLN (PERSERO)

FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS TANGEN DELTA

NOMOR DOKUMEN : TANGGAL :(pengesahan dokumen) REVISI : HALAMAN :

65

Lampiran 13 Standar Alat Uji CT

Per UPT / Sektor / Divisi Per Tragi / Unit GI Per GI

1

Multimeter

1

Alat ukur tegangan

2

Megger Digital 500 V - 5kV

1

Alat uji tahanan isolasi

3

Tang Ampere

1

Alat ukur arus

4

Thermal Image

1

1

Alat monitor temperatur

5

Breakdown Voltage (Oil)

1

Alat uji tegangan tembus pada minyak

6

Power Factor / Tan delta test

1

Alat uji tangen delta

7

Multicore ratio meter CT

1

Alat uji ratio CT

8

Alat Ukur Pentanahan

1

Alat ukur tahanan pentanahan

9

DGA (Gas Chromatolgraphy)

1

Alat uji kandungan gas pada minyak

10

Oil Quality test

1

alat uji karakteristik minyak

STANDAR ALAT UJI CT

66

DAFTAR ISTILAH

1.

In Service

:

Kondisi bertegangan

2.

In Service Inspection

:

Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan

panca indera

3.

In Service Measurement

:

pemeriksaan/pengukuran

dalam

kondisi

bertegangan dengan alat bantu.

4.

Shutdown Testing

:

Pengujian/pengukuran dalam keadaan tidak

bertegangan

5.

Shutdown Function Check

:

Pengujian

fungsi

dalam

keadaan

tidak

bertegangan

6.

Online Monitoring

:

Monitoring peralatan secara terus menerus

67

DAFTAR PUSTAKA

1. IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and

maintenance guidance

2. IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in

service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis”

3. IEEE Std C57.13-1993 “Standard Requirements for Instrument Transformers”.

4. IEC 60044-1 Edisi 1.2 – 2003, “Instrument Transformer part 1: Current

Transformer”.

5. Presentasi DOBLE tentang pengujian CT

6. Paper IEEE, “A Tool for Realibity and Safety: Predict and Prevent Equipment

failures with Thermography” , Copyright mareial IEEE Paper No. PCIC-97-06

7. SPLN T3.003-1: 2011, “Pedoman Pemilihan Transformator Arus (CT) untuk

Sistem Transmisi”, Standar PT PLN (Persero)

8. Buku Petunjuk Batasan Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga

Listrik SKDIR 114.K/DIR/2010 Trafo Arus No. Dokumen: 02-22/HARLUR-PST/2009.