document.pdf

1 Universitas Indonesia

Analisis Kondisi Minyak Transformator Berdasarkan Uji Parameter Utama

Galih Ilham Mey Setiawan dan Iwa Garniwa Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik

Abstrak Pada saat pengoperasian transformator, permasalahan yang umum terjadi adalah timbulnya kegagalan, baik kegagalan termal maupun kegagalan elektris. Isolasi minyak memiliki peranan yang penting terhadap kinerja suatu transformator. Oleh karena itu, diperlukan suatu pengontrolan terhadap kondisi minyak transformator agar keandalannya tetap terjaga. Pengontrolan kondisi tersebut dapat dilakukan dengan melakukan pengujian minyak transformator berdasarkan uji parameter utama, yaitu pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA), pengujian kandungan air (water content) dan pengujian tegangan tembus (breakdown voltage). Dari keenam sampel minyak yang diujikan, indikasi awal yang terjadi adalah fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti korona, overheated cellulose dan permasalahan yang melibatkan logam panas. Selain itu, dengan menggunakan metode koefisien korelasi dapat disimpulkan bahwa parameter pengujian DGA merupakan parameter uji yang berdiri sendiri atau tidak berkaitan dengan parameter uji lain. Sementara pengujian tegangan tembus dan kandungan air memiliki korelasi yang tinggi yaitu berbanding terbalik, sehingga hasil dari pengujian salah satu parameter, dapat diprediksi apabila nilai dari hasil pengujian parameter lainnya telah diketahui. Hal ini terlihat dari hasil pengujian bahwa sampel minyak ke-4 memiliki kandungan air tertinggi yaitu 14,525 ppm dan tegangan tembus terendah sebesar 43,2 kV. Sebaliknya, sampel minyak ke-6 memiliki kandungan air terendah, yaitu 6,332 ppm dan tegangan tembus tertinggi sebesar 71,9 kV. Abstract At the time operation of the transformer, a common problem that occur is the onset of failure, both thermal and electrical failure. Insulating oil has an important role on the performance of a transformer. Therefore, a control on the condition is needed in order to maintain its reliability. The control condition can be done by testing transformer oil based on the main parameters test, such as Dissolved Gas Analysis (DGA) test, water content test and breakdown voltage test. From the six oil samples that tested, initial indications are failure phenomenon that occurs with low energy levels, such as corona, overheated cellulose and issues involving hot metal. Moreover, by using the correlation coefficient method can be concluded that DGA is a stand-alone test parameters or not related to the other test parameters. While the breakdown voltage and water content test have a high correlation, which is inversely proportional, so that the result of testing one of the parameters, can be predicted if the value of the other parameters of the test result are known. This can be seen from the test results that the 4th oil samples has the highest water content with the value 14,525 ppm and also the lowest breakdown voltage of 43,2 kV. In contrast, the 6th oil sample has the lowest water content, i.e 6,332 ppm and the highest breakdown voltage of 71,9 kV. Keywords: oil transformter; dissolved gas analysis, water content, breakdown voltage.

Analisis Kondisi..., Galih Ilham Mey Setiawan, FT UI, 2013


I. PENDAHULUAN

Berdasarkan data PLN APD Jakarta[17], tercatat terdapat setidaknya 462 kali gangguan di

penyulang sepanjang tahun 2012. Jumlah gangguan tersebut disebabkan oleh banyak faktor

gangguan, termasuk didalamnya gangguan pada transformator. Gangguan yang terjadi pada

transformator umumnya dikarenakan pembebanan transformator yang berlebih dalam waktu

terus-menerus, sehingga berakibat buruk pada kondisi dan karakteristik transformator serta

isolasinya. Akibat pemakaian pada kondisi 100% secara terus-menerus, akan timbul titik-titik

panas pada daerah internal dari Transformator yang biasa disebut sebagai temperature hot-

spot, yang apabila dibiarkan akan menyebabkan degradasi pada isolasi transformator tersebut,

terutama isolasi cair berupa minyak yang biasa dikenal sebagai minyak transformator.

Keberadaan isolasi sangat penting karena selain berfungsi sebagai pemisah antara bagian

inti transformator, isolasi ini berfungsi juga sebagai pendingin transformator sehingga mampu

meminimalisir panas yang timbul pada transformator. Apabila minyak transformator berada

dalam keadaan panas selama beberapa waktu, maka minyak ini akan mendidih dan

menghasilkan uap-uap air pada bagian langit-langit dari transformator. Kemudian, uap-uap air

yang timbul akibat pemanasan minyak tersebut akan jatuh ke dalam minyak transformator dan

akan mengendap pada isolator inti dan juga pada bagian inti transformator itu sendiri. Hal ini

menyebabkan, ketidakmurnian pada minyak transformator karena terdapat gas-gas yang telah

terlarut pada minyak akibat peristiwa tersebut. Kenaikan temperatur yang terjadi, terdapatnya

kandungan air pada isolasi minyak, serta kemungkinan terjadinya peluruhan isolasi kertas

pada transformator akibat perubahan tingkat keasamannya, memengaruhi kinerja isolasi

minyak transformator. Ketiga faktor tersebut tentu saja dapat memengaruhi terjadinya

degradasi tegangan tembus dari minyak transformator, karena kemurnian dari minyak

transformator sudah berkurang. Dari ketiga faktor di atas, dapat dilihat pengaruhnya terhadap

kegagalan isolasi dan degradasi tegangan tembus dari minyak transformator.

Oleh karena itu, untuk menjaga keandalan kinerja dari suatu transformator perlu dilakukan

suatu pengujian untuk mengetahui keadaan dari transformator tersebut, yaitu dengan

menggunakan metode Analisis Gas Terlarut (Dissolved Gas Analysis), pengujian kandungan

air (Water Content Test) pada minyak transformator, dan pengujian tegangan tembus

(Breakdown Voltage). Dari keempat pengujian tersebut, akan didapatkan informasi-informasi

yang mengindikasikan ada atau tidaknya kegagalan-kegagalan termis maupun elektris dari

transformator. Selanjutnya, dari hasil pengujian-pengujian itu akan dianalisis apakah isolasi

minyak transformator yang diuji masih layak untuk digunakan, perlu dilakukan reklamasi,

purifikasi, atau tidak layak digunakan sehingga harus diganti, dsb.



II. TINJAUAN TEORITIS

Isolasi pada transformator merupakan salah satu komponen terpenting dari transformator.

Bahan yang disebut sebagai bahan isolator adalah bahan dielektrik, ini disebabkan jumlah

elektron yang terikat oleh gaya tarik inti sangat kuat. Elektron-elektronnya sulit untuk

bergerak, walaupun telah terkena dorongan dari luar. Bahan isolator sering digunakan untuk

bahan penyekat (dielektrik). Penyekat listrik terutama dimaksudkan agar listrik tidak dapat

mengalir jika pada bahan penyekat tersebut diberi tegangan listrik. Isolasi pada transformator

secara garis besar dibedakan menjadi tiga yaitu, isolasi gas, isolasi padat dan isolasi cair

Minyak isolator yang dipergunakan dalam transformator daya mempunyai beberapa

tugas utama, yaitu:

• Media isolator

• Media pendingin

• Media/alat untuk memadamkan busur api.

• Perlindungan terhadap korosi dan oksidasi.

Minyak isolator transformator dapat dibedakan atas dua jenis, yaitu minyak mineral dan

minyak sintetik. Berikut adalah persyaratan yang harus dipenuhi oleh minyak transformator

agar dapat menjalankan fungsinya dengan baik, antara lain :

• Kekuatan isolasi tinggi

• Massa jenis (density) yang rendah

• Viskositas kinematik rendah

• Titik nyala (flash point) tinggi

• Titik tuang (pour point) serendah mungkin

• Angka kenetralan yang baik

• Stabilitas oksidasi tinggi

• Kandungan air yang rendah

• Tegangan tembus (breakdown voltage) tinggi

• Faktor kebocoran dielektri (DDF) yang baik

• Tahanan jenis (resistivity) tinggi.

A. Jenis Kegagalan yang Dapat Dideteksi dengan Uji DGA

Berbagai kasus kegagalan (fault) yang terjadi pada transformator dan terdeteksi melalui uji

DGA, maka kegagalan pada transformator dapat digolongkan menjadi beberapa kelas, yaitu :

• Partial Discharge (PD)



Pelepasan muatan (discharge) dari plasma dingin (corona) pada gelembung gas ataupun tipe

percikan.

• Discharges of Low Energy (D1)

PD tipe percikan/spark (menyebabkan karbonisasi pada isolasi kertas dalam skala yang lebih

besar). Arcing pada energi rendah memacu perforasi karbon pada permukaan isolasi kertas

sehingga muncul banyak partikel karbon pada minyak.

• Discharge of High Energy (D2)

Discharge yang mengakibatkan kerusakan dan karbonisasi yang meluas pada kertas minyak.

• Thermal Fault, T < 300 oC (T1) dan Thermal Fault, 300< T < 700 oC (T2)

Isolasi kertas berubah warna menjadi coklat pada temperatur > 200 oC (T1) dan pada

temperatur > 300 oC terjadi karbonisasi kertas munculnya formasi partikel karbon pada

minyak (T2).

• Thermal Fault, T > 700 oC (T3)

Munculnya formasi partikel karbon pada minyak secara meluas, pewarnaan pada metal (200 oC) ataupun penggabungan metal (> 1000 oC).

B. Gas Terlarut pada Minyak Transformator Minyak transformator merupakan campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon.

Pemecahan beberapa ikatan antara unsur C-H dan C-C sebagai hasil dari kegagalan termal

ataupun elektris akan menghasilkan fragmen-fragmen ion seperti H*, CH *, CH *, CH* atau

C*, yang nantinya akan berekombinasi dan menghasilkan molekul-molekul gas seperti

hidrogen (H-H), metana (CH3-H), etana (CH3-CH3), etilen (CH2=CH2) ataupun asetilen

(CH≡CH). Gas-gas ini dikenal dengan istilah fault gas.

Gambar 3.1 Struktur Kimia Minyak Isolator dan Gas-gas Terlarut pada Minyak Isolator [8]



Semakin banyak jumlah ikatan karbon (ikatan tunggal, ganda, rangkap tiga) maka semakin banyak pula energi yang dibutuhkan untuk menghasilkannya.

Gambar 3.2: Pembentukan Skema Gas vs Temperatur (Aproksimasi) [9]

Gambar 3.2 menjelaskan jenis fault gas dan jumlah relatifnya yang terbentuk saat

temperaturnya semakin naik. Nilai temperatur tersebut bukanlah nilai yang baku, melainkan

hanya pendekatan/aproksimasi. Hidrogen (H2), metana (CH4) dan etana (C2H6) terbentuk oleh

fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti partial discharge atau

corona. Etilen (C2H4) terbentuk oleh pemanasan minyak pada temperatur menengah, dan

asetilen (C2H2) terbentuk pada temperatur yang sangat tinggi. Gas hidrogen dan metana mulai

terbentuk pada temperatur sekitar 150°C. Gas etana mulai terbentuk pada temperatur sekitar

250°C, dan gas etilen mulai terbentuk pada temperatur sekitar 350°C. Gas asetilen merupakan

indikator adanya daerah dengan temperatur paling tidak 700°C, Pada beberapa kasus

kegagalan termal (hot spot) dengan temperatur 500°C ternyata juga dapat memacu

pembentukan gas asetilen walaupun dalam nilai ppm yang kecil. Sejumlah besar asetilen

hanya dapat dihasilkan jika temperaturnya di atas 700°C yang biasanya disebabkan oleh

adanya busur api (internal arcing).



III. METODE PENGUKURAN

A. Metodologi Penelitian

Metodologi penelitian menggambarkan tahapan-tahapan penelitian yang dilakukan mulai

dari tahapan awal hingga akhir penelitian antara lain adalah sebagai berikut :

Gambar 4. 1 Diagram Alur Penelitian

B. Parameter Utama

Parameter utama adalah parameter pengujian yang digunakan untuk menganalisi kondisi

minyak transformator. Parameter utama terdiri dari pengujian analisis gas terlarut, pengujian

kandungan air dan pengujian tegangan tembus.

1. DGA (Dissolved Gas Analysis)

Pengujian Analisis Gas Terlarut adalah analisis kondisi transformator yang dilakukan

berdasarkan jumlah gas terlarut pada minyak transformator. Dengan pengujian gas terlarut

akan memberikan informasi-informasi terkait akan kesehatan dan kualitas kerja transformator

secara keseluruhan. Keuntungan utama pengujian DGA adalah deteksi dini akan adanya

fenomena kegagalan yang ada pada transformator yang diujikan, sehingga dapat dilakukan

langkah preventif. Langkah-langkah yang dilakukan dalam pengujian DGA antara lain

pengambilan sampel uji, ekstraksi gas, intepretasi data dan pengambilan kesimpulan.

Setelah dilakukan ekstraksi gas, dilakukan interpretasi data. Interpretasi data berdasarkan

IEEE std.C57 – 104.1991. Jumlah gas terlarut yang mudah terbakar atau TDCG (Total

Dissolved Combustible Gas) akan menunjukkan apakah transformator yang diujikan masih

berada pada kondisi operasi normal, waspada, peringatan atau kondisi kritis.

Pengolahan Data, Analisa dan Kesimpulan

Pelaksanaan Pengujian

Perencanaan Pengujian

Studi Literatur



Gambar 4.1 Batas Konsentrasi Gas Terlarut dalam Satuan Part Per Million (ppm) Berdasarkan

IEEE std. C57-104.1991 [8]

Pada kondisi 1, transformator beroperasi normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan

kondisi gas-gas tersebut.

Pada kondisi 2, tingkat TDCG mulai tinggi. Ada kemungkinan timbul gejala-gejala

kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Perlu dilakukan pengambilan sampel minyak yang

lebih rutin dan sering.

Pada kondisi 3, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi dari isolasi kertas

dan/atau minyak transformator. Sebuah atau berbagai kegagalan mungkin saja sudah terjadi.

Pada kondisi ini transformator sudah harus diwaspadai dan perlu perawatan lebih lanjut.

Pada kondisi 4, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi/kerusakan pada

isolator kertas dan/atau minyak trafo sudah meluas.

Selain menggunakan TDCG, juga dilakukan interpretasi data dengan metode key gas.

Tabel 4. 1 Tabel Jenis Kegagalan Menurut Analisis Key Gas [8]

Jenis Kegagalan Gas Kunci Kriteria Jumlah Gas (dalam persen)

Arcing (Busur Api) Asetilen (C2H2)

Kandungan nilai H2 dan C2H2 yang besar, sedikit kandungan CH4 dan C2H4. CO dan CO2 mungkin ada

apabila melibatkan selulose.

H2: 60% C2H2: 30%

Corona (Korona) Hidrogen (H2)

Kandungan gas H2 yang besar, beberapa CH4, dengan sejumlah

kecil nilai C2H6 dan C2H4. CO dan CO2 mungkin ada jika selulose

terlibat.

H2: 85% CH4: 13%

Overheating of Oil (Pemanasan Minyak)

Etilen (C2H4)

Kandungan gas C2H4 yang besar, sedikit kandungan gas C2H6,

beberapa kandungan gas CH4 dan H2.

C2H4: 63% C2H6: 20%

Overheating of Cellulose (Pemanasan

Isolasi Kertas)

Karbon Monoksida

(CO)

Kandungan nilai gas CO dan CO2 yang sangat besar . Gas

Hidrokarbon mungkin muncul. CO: 92%



Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 – 104.1991 sebagai “gas-gas yang terbentuk

pada transformator pendingin minyak yang secara kualitatif dapat digunakan untuk

menentukan jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis gas yang khas atau lebih dominan

terbentuk pada berbagai temperatur”, dengan tabel interpretasi seperti tabel 4.3 di atas.

2. Pengujian Kandungan Air (Water Content)

Pengukuran kadar air pada minyak trafo adalah untuk mengetahui jumlah kandungan air

pada minyak trafo. Ada dua sumber utama kenaikan air dalam isolasi transformator, yaitu

masuknya air dari atmosfer (udara luar) serta degradasi selulose dan minyak. Keberadaan

kandungan air dalam minyak bisa dapat terjadi dalam bentuk terlarut dan dapat pula hadir

dalam bentuk senyawa hidrat, yaitu zat padat yang mengikat beberapa molekul air sebagai

bagian dari strukturnya. Selama proses manufaktur/pembuatan, transformator dikeringkan

sampai pengukuran atau praktik standar akan menghasilkan kadar air dalam isolasi selulosa

kurang dari 0,5%-1,0% tergantung pada pembeli ataupun persyaratan produsen. Untuk

interpretasi data pengujian kandungan air berdasarkan standar IEC 60422 tahun 2005, yang

dapat dilihat seperti tabel 4.4.

Kondisi “Baik”, artinya minyak transformator dalam keadaan normal. Aksi yang

direkomendasikan adalah dilakukan pengujian sampel secara berkala secara normal agar

kondisi minyak transformator tetap berada dalam pengawasan.

Kondisi “Cukup Baik”, artinya kerusakan minyak transformator sudah terdeteksi;

dianjurkan untuk melakukan sampling yang lebih sering. Selain itu, perlu juga dilakukan

pengecekan terhadap parameter uji lainnya seperti tegangan tembus (breakdown voltage),

kandungan partikel, keasaman.

Kondisi “Buruk”, artinya kerusakan minyak transformator yang tidak normal; dianjurkan

segera diambil tindakan untuk mencegah kerusakan fatal yang bisa saja terjadi. Aksi yang

direkomendasikan adalah melakukan pengecekan sumber air berasal. Selain itu dianjurkan

juga dilakukan rekondisi minyak transformator untuk memperbaiki kinerja minyak. Cara lain

yang dapat dilakukan apabila sudah tidak dapat diperbaiki lagi adalah dengan mengganti

minyak trafo.



Tabel 4. 2 Tabel Aplikasi dan Interpretasi Uji Minyak Standar IEC 60422-2005 [14]

3. Pengujian Tegangan Tembus (Breakdown Voltage)

Pengertian tegangan tembus (breakdown voltage) minyak berdasarkan standar IEC-

60422.2005 adalah ukuran kemampuan isolasi minyak untuk menahan tegangan listrik.

Parameter Uji Kategori

Penilaian Kualitatif Rekomendasi Aksi

Catatan

Baik Cukup Baik Buruk Peringatan

: Saat suhu minyak

pada saat sampling 20oC atau lebih,nilai

dalam mg/kg yang

diukur harus selalu

dikoreksi ke suhu

20oC sebelum

membandingkannya dengan

nilai-nilai batas

koreksi dari tabel

6. Bila suhu

minyak selama

sampling kurang dari 20oC atau

dimana ada sejumlah

besar isolasi

selulosa yang hadir,

lihat Lampiran A (Annex

A).

Kandungan Air

(mgH20/kgoil at 20oC)

(corrected to an

equivalent at 20oC)

O, A, D < 5 5-10 > 10

Baik: lanjutkan pengambilan contoh secara normal

B, E < 5 5-15 > 15

Cukup Baik: Pengambilan contoh yang lebih sering. Periksa parameter uji lain seperti tegangan tembus, kandungan partikel, DDF/ketahanan dan keasaman.

C < 10 10-25 > 25

F Sesuai transformator yang tepat

G Bukan Tes Rutin

Buruk: Periksa sumber air, rekondisi minyak (lihat 12.2) atau, alternatif, apabila lebih ekonomis karena parameter tes lain mengindikasikan kerusakan yang berat, ganti minyak.



Minyak yang kering dan bersih biasanya menunjukkan nilai tegangan tembus yang tinggi.

Interpretasi data untuk pengujian tegangan tembus menggunakan IEC std. 60422.2005, yang

dapat dilihat melalui tabel dibawah ini :

Tabel 4. 3 Tabel Aplikasi dan Interpretasi Uji Minyak Standar IEC 60422-2005 [14]

C. Metode Koefisien Korelasi

Koefisien korelasi adalah suatu angka atau bilangan yang menunjukkan seberapa dekat

korelasi dari suatu variabel dengan variabel lainnya. Koefisien korelasi dapat dihitung

berdasarkan persamaan berikut :

(4.1)

Parameter Uji Kategori

Penilaian Kualitatif Rekomendasi Aksi

Catatan

Baik Cukup Baik Buruk

Tegangan Tembus

(kV)

O, A, D > 60 50-60 < 50

Baik: lanjutkan pengambilan contoh secara normal.

B, E > 50 40-50 < 40

Cukup Baik: Pengambilan contoh yang lebih sering. Periksa parameter uji lain seperti warna, kandungan partikel, DDF/ketahanan dan keasaman.

C > 40 30-40 < 30

F

Tap changer of neutral end tap changers on O, A, B, C transformers < 25 Single phase or connected tap changers on O, A, B transformers < 40

Buruk: Periksa sumber air, rekondisi minyak (lihat 12.2) atau, alternatif, apabila lebih ekonomis karena parameter tes lain mengindikasikan kerusakan yang berat, ganti minyak.

G < 30



Dengan:

KK(x,y) = koefisien korelasi antara variabel x dan variabel y

xi = nilai variabel x ke I

x = rata-rata nilai variabel x

yi = nilai variabel y ke i

ӯ = rata-rata nilai variabel y

Tabel 4. 4 Tabel Interpretasi Nilai Koefisien Korelasi

KK(x, y) Interpretasi

0 Tidak berkorelasi 0,01-0,20 Korelasi Sangat rendah 0,21-0,40 Rendah 0,41-0,60 Agak rendah 0,61-0,80 Cukup 0,81-0,99 Tinggi 1 Sangat tinggi

Rentang nilai koefisien korelasi berkisar antara 0 sampai 1 dan bernilai positif dan

negatif. Nilai positif dan negatif hanya menunjukkan arah (vektor). Jika koefisien korelasi

bernilai negatif, maka ada hubungan negatif antara kedua variabel tersebut. Artinya jika salah

satu variabel nilainya meningkat, maka dapat diprediksi bahwa nilai variabel lainnya akan

menurun. Jika koefisien korelasi bernilai positif, maka hubungan antara kedua variabel adalah

positif. Artinya jika salah satu variabel nilainya meningkat, maka dapat diprediksi bahwa nilai

variabel lainnya pun meningkat. Dan jika nilai salah satu variabel menurun, maka nilai

variabel lainnya pun menurun.

IV. HASIL PENGUKURAN

Tabel 5. 1 Hasil Percobaan Keenam Sampel Minyak Berdasarkan Parameter yang

Diujikan

Sampel

Uji Rating Tegangan

TDCG

(ppm) H2O (ppm)

Breakdown Voltage

(kV)

1 22,8 kV/10,5 kV 488 11,451 52,9

2 22,8 kV/10,5 kV 715 9,968 67,1

3 525 kV/22,8 kV 1.465 7,515 58,4

4 22,8 kV/10,5 kV 732 14,525 45,0

5 22,8 kV/10,5 kV 423 14,326 43,2

6 150 kV/10,5 kV 505 6,332 71,9



Dari data hasil percobaan tersebut, akan dianalisis indikasi kondisi transformator

berdasarkan nilai Total Dissolved Combustile Gas (TDCG) pengujian DGA. Selain itu,

dilakukan interpretasi data dari setiap sampel minyak yang telah diuji, sehingga dapat

disimpulkan kondisi transformator berdasarkan parameter-parameter tersebut. Dalam analisis

ini juga akan membahas korelasi antara parameter-parameter pengujian, hubungan antara nilai

TDCG dengan kandungan air (ppm), nilai TDCG dengan nilai pengujian tegangan tembus dan

nilai kandungan air dengan nilai pengujian tegangan tembus.

V. PEMBAHASAN

A. Indikasi Awal Kondisi Transformator Berdasarkan Pengujian DGA

1. Sampel Minyak Pertama

Key Gas gas : H2, CO.

Indikasi fault : Korona,

overheating cellulose.

Gambar 5.1 Tabel dan Grafik Nilai Masing-masing Gas yang Terlarut pada Sampel Minyak Pertama

2. Sampel Minyak Kedua

Key Gas : H2, C2H6.

Indikasi fault : Korona,

Permasalahan melibatkan

logam panas.

0

100

200

300

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

Nila

i Gas

Ter

laru

t (pp

m)

Jenis Gas

Kandungan Gas Terlarut

Parameter

Gas H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TDCG

Nilai

(ppm) 262 29 0 3 91 103 488

Parameter


Nilai

(ppm) 372 53 0 4 187 99 715



Gambar 5.2 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Kedua

3. Sampel Minyak Ketiga

Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Korona, overheating cellulose, Permasalahan melibatkan logam panas.

Gambar 5.3 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Ketiga

4. Sampel Minyak Keempat Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Permasalahan

melibatkan logam panas ,

Korona, overheating cellulose.

0 100 200 300 400

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 N

ilai G

as T

erla

rut (

ppm

) Jenis Gas


0 100 200 300 400 500


Nila

i Gas

Ter

laru

t (pp

m)

Jenis Gas


Parameter


Nilai

(ppm) 416 206 0 4 417 422 1.465

Parameter


Nilai

(ppm) 215 83 0 5 318 111 732



Gambar 5.4 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Keempat

5. Sampel Minyak Kelima

Key Gas : H2, CO, C2H6.

Indikasi fault : Korona, Permasalahan melibatkan logam panas , overheating cellulose.

Gambar 5.5 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Kelima

6. Sampel Minyak Keenam Key Gas gas : H2, CO.

Indikasi fault : Korona, overheating cellulose.

0

100

200

300

400


Nila

i Gas

Ter

laru

t (pp

m)

Jenis Gas


0

50

100

150

200


Nila

i Gas

Ter

laru

t (pp

m)

Jenis Gas


Parameter


Nilai

(ppm) 187 32 0 2 143 59 423

Parameter


Nilai

(ppm) 315 10 0 2 48 130 505



Gambar 5.6 Tabel dan Grafik Nilai Gas Terlarut dari Setiap Jenis Gas dari Sampel Minyak Keenam

B. Analisis Korelasi dari Setiap Parameter Pengujian 1. Analisis Korelasi Pengujian Analisis Gas Terlarut dengan Pengujian Kandungan Air

Gambar 5. 1 Kurva Nilai TDCG vs H2O

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran TDCG vs H2O

memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 yang kecil, bernilai 0,1608 menunjukkan

data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier.

Tabel 5. 2 Pengolahan Data Koefisien Korelasi DGA dan Water Content

0 100 200 300 400

CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 Nila

i Gas

Ter

laru

t (p

pm)

Jenis Gas


y = -‐0.0035x + 13.243 R² = 0.16077

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

H2O (p

pm)

TDCG (ppm)

Grafik TDCG vs H20

Sampel Uji DGA Kandungan

air xi-! yi-! (xi-!)(yi-!) (xi-!)2 (yi-!)2

1 488 11.451 -233.333 0.764833 -178.4611 54444.44 0.58497 2 715 9.968 -6.33333 -0.71817 4.5483889 40.11111 0.515763 3 1465 7.515 743.6667 -3.17117 -2358.291 553040.1 10.0563 4 732 14.525 10.66667 3.838833 40.947556 113.7778 14.73664 5 423 14.326 -298.333 3.639833 -1085.884 89002.78 13.24839 6 505 6.332 -216.333 -4.35417 941.95139 46800.11 18.95877

TOTAL -2635.188 743441.3 58.10083



Koefisien korelasi yang didapat ialah -0,40096. Berdasarkan interpretasi data, dengan

nilai koefisien korelasi tersebut, maka korelasi di antara kedua variabel, yaitu nilai TDCG

dan H2O masih tergolong rendah. Artinya, kedua parameter tersebut bisa jadi saling

memengaruhi tapi dalam tingkatan yang rendah dan berbanding terbalik, karena hasil

koefisien korelasinya bernilai negatif.

2. Analisis Korelasi Pengujian Kandungan Air dengan Pengujian Tegangan Tembus

Gambar 5. 2 Kurva Nilai Tegangan Tembus vs H2O

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran nilai

Tegangan Tembus vs H2O memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 cukup kecil,

bernilai 0,3806 menunjukkan data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier.

Tabel 5. 3 Pengolahan Data Koefisien Korelasi Tegangan Tembus dan H2O

Sample Uji BDV H2O xi-! yi-! (xi-!)(yi-!) (xi-!)2 (yi-!)2

1 52.9 11.451 -3.51667 0.764833 -2.689664 12.36694 0.58497 2 67.1 9.968 10.68333 -0.71817 -7.672414 114.1336 0.515763 3 58.4 7.515 1.983333 -3.17117 -6.289481 3.933611 10.0563 4 45 14.525 -11.4167 3.838833 -43.82668 130.3403 14.73664 5 43.2 14.326 -13.2167 3.639833 -48.10646 174.6803 13.24839 6 71.9 6.332 15.48333 -4.35417 -67.41701 239.7336 18.95877

TOTAL -176.0017 675.1883 58.10083

Koefisien korelasi yang didapat ialah -0.88861. Berdasarkan tabel 5.9, nilai tersebut

menggambarkan korelasi di antara kedua variabel yang tinggi. Berbeda dengan sebelumnya,

y = -‐0.1604x + 20.677 R² = 0.38061

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 20 40 60 80 100

H20 (ppm

)

Tegangan Tembus (kV)

Grafik Tegangan Tembus vs H20



berdasarkan nilai koefisien korelasinya, dapat disimpulkan bahwa nilai tegangan tembus

berbanding terbalik terhadap nilai kandungan air pada minyak transformator. Artinya, untuk

minyak transformator yang memiliki kandungan H2O tinggi, maka nilai tegangan tembus-nya

akan rendah. Analisis Korelasi Pengujian Analisis Gas Terlarut dengan Pengujian Tegangan

Tembus

Gambar 5. 3 Kurva Nilai TDCG vs Tegangan Tembus

Berdasarkan hasil grafik di atas, dapat terlihat bahwa hasil penggambaran TDCG vs

Tegangan Tembus memberikan persebaran data secara acak. Nilai R2 yang kecil, bernilai

0,0641 menunjukkan persebaran data yang kurang baik untuk ditarik trendline secara linier.

Tabel hasil pengolahan data untuk kedua parameter pun kembali ditampilkan di bawah ini.

Tabel 5. 4 Pengolahan Data Koefisien Korelasi DGA dan Tegangan Tembus

Untuk kedua parameter ini, nilai koefisien yang didapat ialah 0.120488. Berdasarkan

tabel 5.10, nilai ini tergolong kategori sangat rendah.

C. Analisis Kondisi Minyak Transformator Berdasarkan Ketiga Parameter Pengujian

Tabel 5. 5 Hasil Data Percobaan, Jenis Minyak dan Interpretasi Penilaian Kualitatif

y = -‐0.0218x + 76.248 R² = 0.06408

0

20

40

60

80

100

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Tegangan

Tembu

s (kV

)

TDCG (ppm)

Grafik TDCG vs Tegangan Tembus

Sampel Uji TDCG Tegangan

Tembus xi-! yi-! (xi-!)(yi-!) (xi-!)2 (yi-!)2

1 488 52.9 -233.333 -3.51667 820.55556 54444.44 12.36694 2 715 67.1 -6.33333 10.68333 -67.66111 40.11111 114.1336 3 1465 58.4 743.6667 1.983333 1474.9389 553040.1 3.933611 4 732 45 10.66667 -11.4167 -121.7778 113.7778 130.3403 5 423 43.2 -298.333 -13.2167 3942.9722 89002.78 174.6803 6 505 71.9 -216.333 15.48333 -3349.561 46800.11 239.7336

TOTAL 2699.4667 743441.3 675.1883



VI. KESIMPULAN

1. Dari keenam sampel minyak yang diuji, indikasi awal yang terjadi adalah fenomena

kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti korona, overheated cellulose dan

permasalahan yang melibatkan logam panas.

2. Pengujian DGA (analisis gas terlarut) ialah parameter uji yang berdiri sendiri atau tidak

berkaitan dengan parameter uji lain. Sementara pengujian tegangan tembus dan

kandungan air memiliki korelasi yang tinggi, yaitu berbanding terbalik.

3. Dengan mengetahui salah satu parameter pengujian (DGA ataupun Kandungan Air) dapat

diprediksi hasil uji parameter lainnya, sehingga tidak perlu dilakukan pengujian terhadap

kedua parameter, cukup dilakukan pengujian pada salah satu parameter.

4. Kondisi sampel minyak pertama, kedua, kelima dan keenam berada dalam kondisi yang

baik. Kondisi sampel minyak ketiga dan keempat masih berada dalam kondisi yang cukup

baik, namun telah menunjukkan beberapa indikasi kegagalan.

Sampel Minyak

Rating Tegangan

Parameter Pengujian Penilaian Kualitatif

TDCG (ppm)

H2O (ppm)

Breakdown Voltage

(kV) DGA Kandunga

n Air Tegangan Tembus

1 22,8 kV/10,5 kV

488 11,451 52,9 Kondisi 1 Cukup Baik

Baik

2 22,8 kV/10,5 kV


Baik

3 22,8 kV/525 kV

1.465 7,515 58,4 Kondisi 2 Cukup Baik

Cukup Baik

4 22,8 kV/10,5 kV


Baik

5 22,8 kV/10,5 kV


Baik

6 150 kV/10,5

kV 505 6,332 71,9 Kondisi 1

Cukup Baik

Baik



VII. KEPUSTAKAAN

[1] Arumdina, Riry Rizky. Life Assessment Minyak Isolasi pada Transformator Utama di

PLTP PT Pertamina Geothermal Energy Area Kamojang. Depok : Universitas Indonesia.

2012.

[2] Simamora, Jonathan Fritz. Analisis Pengaruh Kenaikan Temperatur dan Umur Minyak

Transformator Terhadap Degradasi Tegangan Tembus Minyak Transformator. Depok :

Universitas Indonesia. Juni 2012.

[3] Hardityo, Rahmat. Deteksi dan Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan

Metode Analisis Gas Terlarut. Depok : Universitas Indonesia. 2007/2008.

[4] Faishal, Muhammad. Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan Metode

Dissolved Gas Analysis. Semarang : Universitas Diponegoro. 2011

[5] Chumaidy, Adib. Analisis Kegagalan Minyak Isolasi pada Transformator Daya Berbasis

Kandungan Gas Terlarut. Jakarta : 2008.

[6] IEEE Standard C57-104.1991. IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in

Oil-Immersed Transformers. 1991.

[7] IEC Standard 60422-2005. Mineral Insulating Oils in Electrical Equipment-Supervision

and Maintenance Guidance. 2005.

[8] Jhony. Pengaruh Busur Api Terhadap Kekuatan Dielektrik Gas SF6. Medan : Universitas

Sumatera Utara. 2011.

[9] Fery Citarsa, Ida Bagus. Pengaruh Sifat Kimia Terhadap Sifat Listrik dari Minyak Isolasi

Transformator. Nusa Tenggara Barat : Universitas Mataram. 2011.

[10] Arismunandar, A. Teknik Tegangan Tinggi, Pradnya Paramita, Jakarta, April 1994.

[11] Chapman, Stephen J. Electric Machinery and Power System Fundamentals. Mc Graw

Hill. New York, 2002.

[12] Ashkezari, Atefeh Dehghani. Evaluating the Accuracy of Different DGA Tehnique for

Improving the Transformers Oil Quality Interpretation. Penelitian.


document.pdf

Documents