Makalah Seminar Kerja Praktik
ANALISIS PENGUKURAN DAN PEMELIHARAAN TRANSFORMATOR DAYA
DI PT. PLN (PERSERO) P3B JAWA BALI APP SEMARANG
Bayu Arie Wibowo (L2F006018)
Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Diponegoro
ABSTRAK
Saat ini, hampir semua lini kehidupan membutuhkan energi listrik. Salah satu indikator keandalan dan
stabilitas sistem tenaga listrik adalah kontinuitas ketersediaan energi listrik. Keandalan dan stabilitas sistem
sangat dipengaruhi oleh kualitas kerja dari setiap komponen perlatan dalam sistem tenaga listrik. APP
Semarang merupakan bagian dari PT. PLN, memiliki tanggung jawab ikut menjaga kontinuitas ketersediaan
energi listrik dengan melakukan pemeliharaan jaringan transmisi dan Gardu Induk di wilayah kerjanya,
termasuk di dalamnya pemeliharaan setiap komponen peralatan tegangan tinggi di setiap Gardu Induk.
Transformator merupakan komponen penting dalam sistem tenaga listrik. Transformator berfungsi
menyesuaikan nilai arus dan tegangan agar bisa digunakan sesuai kebutuhan pemakaian. Dalam operasi
penyaluran tenaga listrik, transformator merupakan jantung transmisi dan distribusi. Karena itu transformator
diharapkan dapat beroperasi secara maksimal, sehingga energi listrik dapat terjaga kontinuitas dan kualitasnya.
Seperti halnya perlatan tenaga lsitrik yang lain, transformator dituntut untuk selalu bekerja dalam kondisi
maksimal. Untuk itu, perlu adanya pemeliharan dan pemantauan kondisi transformator secara berkala.
Beberapa pengujian yang penting untuk memantau kondisi transformator adalah pengujian tahanan
isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, pengujian SFRA, pengujian tangen delta, serta pengujian kualitas
minyak isolasi. Untuk menguji kualitas minyak isolasi, dilakukan enam macam pengujian, yaitu pengujian warna,
tegangan tembus, kadar air, kadar asam, tegangan antar muka, serta kandungan sedimen dalam minyak.
Kata kunci : Pemeliharaan transformator, pengujian tahanan isolasi belitan, pengujian ratio tegangan, SFRA,
pengujian tangen delta, pengujian karakteristik minyak transformator
I
1.1
PENDAHULUAN
Latar Belakang
PT. PLN (persero) adalah BUMN yang
bergerak di jasa penyediaan energi listrik. P3B
Jawa-Bali adalah unit PLN yang mengelola operasi
sistem tenaga listrik, pemeliharaan sistem
transmisi, serta mengelola pelaksanaan transaksi
tenaga listrik antara PLN dengan perusahaan
pembangkit dan unit distribusi di Jawa-Bali. Saat
ini P3B Jawa-Bali memiliki 5 APB dan 16 APP.
Fokus studi kerja praktik ini adalah analisis
pengukuran dan pemeliharaan transformator daya
di GI Sayung 150/20 kV milik PT. PLN (Persero)
P3B Jawa-Bali yang berada di wilayah kerja APP
Semarang. Pemeliharaan transformator daya sangat
penting untuk menjaga efektivitas dan daya tahan
peralatan sistem tenaga listrik, sehingga kontinuitas
dan kualitas listrik yang dihasilkan tetap terjaga.
1.2
II.
2.1
DASAR TEORI
Transformator
Transformator (trafo) daya adalah peralatan
tenaga listrik yang berfungsi menyalurkan tenaga
listrik dari tegangan tinggi ke tegangan rendah atau
sebaliknya.
2.2
Prinsip Kerja Transformator
Gambar 2.1. Rangkaian transformator

Tujuan
Tujuan kerja praktik ini adalah :
1. Mengetahui prinsip kerja transformator
daya.
2. Memahami
pedoman
pemeliharaan
transformator daya.
3. Menganalisis kondisi transformator daya
berdasarkan pengujian sesuai pedoman
pemeliharaan transformator daya.



1.3
Batasan Masalah
Laporan kerja praktik ini membahas prinsip
kerja transformator dan hasil pengujian yang telah
dilakukan, yakni pengujian tahanan isolasi belitan,
pengujian ratio tegangan, pengujian SFRA,
pengujian tangen delta, dan oil quality test.
1
Belitan primer dihubungkan dengan sumber
tegangan AC, sehingga mengalir arus AC
di belitan primer.
Arus yang mengalir menyebabkan timbul
fluks magnetik di belitan primer. Sesuai
hukum Maxwell,
.
Fluks magnetik
membentuk sirkuit
magnetik di inti besi.
Fluks magnetik yang mengalir di sirkuit
magnetik akan menginduksi GGL di belitan
sekunder berdasarkan hukum Faraday
d . GGL yang dihasilkan
  N
dt
sebanding besar perubahan fluks dan
banyaknya lilitan. GGL yang terbentuk
karena
induksi
elektomagnetik
menimbulkan arus di belitan sekunder.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
2.3
2.3.1
Bagian-bagian Transformator
Inti Besi
Inti besi adalah media jalannya flux yang
timbul akibat induksi arus AC pada kumparan yang
mengelilingi inti besi sehingga menginduksi
kembali kumparan yang lain.
2.3.2 Belitan/Kumparan
Belitan transformator terdiri dari beberapa
lilitan berisolasi yang membentuk suatu kumparan,
diisolasi terhadap inti besi dan kumparan yang lain.
2.3.3 Bushing
Bushing merupakan penghubung antara
belitan dengan jaringan luar. Bushing terdiri dari
sebuah konduktor yang diselubungi isolator.
2.3.4 Pendingin
Timbul panas pada inti besi akibat rugi
tembaga dan rugi besi. Untuk menghindari
kenaikan suhu berlebihan, trafo dilengkapi sistem
pendingin sehingga panas dapat keluar dari trafo.
2.3.5 Tangki dan Konservator
Bagian trafo yang terendam minyak isolasi
umumnya berada di dalam tangki. Konservator
digunakan untuk menampung minyak trafo saat
mengalami pemuaian karena kenaikan suhu.
2.3.6 Alat Pernafasan (Silica Gel)
Kontaminasi udara luar yang lembab akan
menurunkan tegangan tembus. Untuk mencegah hal
itu, pada ujung pipa penghubung udara luar
dilengkapi alat pernafasan berupa tabung berisi
kristal zat hygroskopis (silica gel).
2.3.7 Minyak Traformator
Berfungsi untuk mengisolasi kumparan
dalam trafo agar tidak terjadi loncatan bunga api
listrik, sekaligus sebagai pendingin yang
meminimalisir panas yang timbul saat trafo bekerja.
2.3.8 Indikator
Untuk mengawasi trafo yang sedang
beroperasi, dipasang indikator berupa :
 Indikator suhu minyak
 Indikator permukaan minyak
 Indikator kedudukan tap
2.3.9 Tap Changer
Tap changer adalah penyesuai rasio
transformasi untuk mendapatkan tegangan operasi
sekunder yang diinginkan dari jaringan tegangan
primer yang berubah-ubah.
Konservator
Sirip radiator (Radiator Fin) pendingin
Belitan/kumparan (winding)
LV bushing
HV bushing
Terminal connection
Carriage
Baut pada core
Header
Termometer
Relay bucholz
Silica gel (breathe)
2.4
Pemeliharaan Traformator Daya
Transformator daya memerlukan pengujian,
perawatan, serta pengarsipan data hasil uji guna
menghilangkan potensi-potensi sebab kerusakan.
Jenis program pengujian yang dilakukan :
2.4.1 In Service Inspection
Inspeksi yang dilakukan saat trafo dalam
kondisi operasi (in service). Tujuannya untuk
mendeteksi secara dini ketidaknormalan yang
mungkin terjadi tanpa melakukan pemadaman.
2.4.2 In Service Measurement
Pengukuran yang dilakukan saat trafo
dalam keadaan in service. Tujuannya untuk
mengetahui kondisi trafo lebih dalam tanpa
melakukan pemadaman.
2.4.3 Shutdown Testing / Measurement
Pengukuran yang dilakukan saat trafo
padam, seperti saat pemeliharaan rutin maupun saat
investigasi ketidaknormalan.
III.
3.1
UJI KONDISI TRAFO
Pengujian Tahanan Isolasi Belitan
Pengujian ini menggunakan alat ukur
megger untuk memperoleh nilai tahanan isolasi
belitan trafo antara bagian yang bertegangan (fasa)
terhadap ground maupun antar belitan primer,
sekunder, dan tertier. Pengujian ini dilakukan untuk
mengetahui besar kebocoran arus (leakage current)
pada isolasi belitan primer, sekunder, atau tertier.
Test index polarisasi dilakukan untuk
menguji ketahanan isolasi trafo.
dimana :
R10 = nilai tahanan isolasi pengukuran menit
kesepuluh (Ω)
R1 = nilai tahanan isolasi pengukuran menit
pertama (Ω)
Tabel 3.1. Data hasil pengujian tahanan isolasi belitan
URAIAN KEGIATAN
SETELAH TRAFO OFF
Suhu :
Gambar 2.2. Bagian-bagian transformator
Keterangan :
1.
Mounting flange
2.
Tangki transformator
3.
Inti besi (core)
2
ºC
KONDISI AWAL
1
Mnt
10
Mnt
Ip
1
PRIMER - TANAH (MΩ)
514
740
1,44
2
SEKUNDER - TANAH (MΩ)
334
510
1,53
3
TERTIER - TANAH (MΩ)
319
555
1,74
4
PRIMER - SEKUNDER (MΩ)
441
705
1,60
5
PRIMER - TE T E (MΩ)
813
1140
1,40
6
SEKUNDER - TE T E (MΩ)
435
605
1,39
Tabel 3.2.
Klasifikasi kondisi hasil uji nilai index
polarisasi
Kondisi
Index Polarisasi
Berbahaya
< 1,0
Jelek
1,0 – 1,1
Dipertanyakan
1,1 – 1,25
Baik
1,25 – 2,0
Sangat Baik
> 2,0
sebenarnya pada trafo, sehingga dapat mendiagnosa
masalah antar belitan dan sistem isolasi pada trafo.
Ratio yang akan dibandingkan adalah nilai
awal dengan nilai pengujian terakhir. Sehingga
dapat diketahui ratio trafo tersebut masih normal
atau tidak. Persamaan dasar transformator adalah :
dimana :
E2 =
E1 =
N2 =
N1 =
K
=
Dari data di atas disimpulkan bahwa
kebocoran arus masih dalam batas wajar sehingga
trafo aman untuk diberi tegangan dan terhindar dari
kegagalan isolasi. Hal ini karena nilai index
polarisasi (IP) dari tahanan isolasi belitan trafo
masih dalam batas kondisi baik yaitu di atas 1,25.
tegangan pada sisi sekunder
tegangan pada sisi primer
banyaknya belitan pada sisi sekunder
banyaknya belitan pada sisi primer
konstanta (ratio) transformator
Idealnya trafo memiliki daya masukan
sama dengan daya keluaran (input VA = output
VA), dirumuskan :
3.2
Pengujian Ratio Tegangan
Pengujian ini dilakukan untuk mengetahui
perbandingan tegangan dengan jumlah belitan
V1 I1 = V2 I2 atau
Tabel 3.3. Data hasil pengujian ratio tegangan
POSISI
TAP
TEGANGAN
RATIO
NAME PLATE
NAME PLATE
HASIL PENGUKURAN
RATIO
DEVIASI %
PRIMER
SEKUNDER
RST
R
S
T
R
S
T
16L
150.000
18.000
8,3333
8,3616
8,3594
8,3678
0,34
0,31
0,41
15L
150.000
18.125
8,2759
8,3024
8,3027
8,3097
0,32
0,32
0,41
14L
150.000
18.250
8,2192
8,2446
8,2448
8,2528
0,31
0,31
0,41
13L
150.000
18.375
8,1633
8,1895
8,1878
8,1959
0,32
0,30
0,40
12L
150.000
18.500
8,1081
8,1332
8,1313
8,1400
0,31
0,29
0,39
11L
150.000
18.625
8,0537
8,0781
8,0761
8,0848
0,30
0,28
0,39
10L
150.000
18.750
8,0000
8,0232
8,0227
8,0303
0,29
0,28
0,38
9L
150.000
18.875
7,9470
7,9699
7,9697
7,9771
0,29
0,29
0,38
8L
150.000
19.000
7,8947
7,9174
7,9160
7,9239
0,29
0,27
0,37
7L
150.000
19.125
7,8431
7,8657
7,8643
7,8718
0,29
0,27
0,37
6L
150.000
19.250
7,7922
7,8137
7,8109
7,8198
0,28
0,24
0,35
5L
150.000
19.375
7,7419
7,7636
7,7617
7,7695
0,28
0,26
0,36
4L
150.000
19.500
7,6923
7,7124
7,7118
7,7201
0,26
0,25
0,36
3L
150.000
19.625
7,6433
7,6639
7,6632
7,6701
0,27
0,26
0,35
2L
150.000
19.750
7,5949
7,6155
7,6142
7,6214
0,27
0,25
0,35
1L
150.000
19.875
7,5472
7,5675
7,5666
7,5735
0,27
0,26
0,35
LN
150.000
20.000
7,5000
7,5193
7,5190
7,5256
0,26
0,25
0,34
N
150.000
20.000
7,5000
7,5202
7,5187
7,5262
0,27
0,25
0,35
RN
150.000
20.000
7,5000
7,5190
7,5189
7,5261
0,25
0,25
0,35
1R
150.000
20.125
7,4534
7,4736
7,4722
7,4791
0,27
0,25
0,34
2R
150.000
20.250
7,4074
7,4272
7,4259
7,4336
0,27
0,25
0,35
3R
150.000
20.375
7,3620
7,3816
7,3811
7,3876
0,27
0,26
0,35
4R
150.000
20.500
7,3171
7,3370
7,3356
7,3424
0,27
0,25
0,35
5R
150.000
20.625
7,2727
7,2925
7,2916
7,2985
0,27
0,26
0,35
6R
150.000
20.750
7,2289
7,2484
7,2478
7,2552
0,27
0,26
0,36
3
7R
150.000
20.875
7,1856
7,2054
7,2039
7,2106
0,28
0,25
0,35
8R
150.000
21.000
7,1429
7,1629
7,1614
7,1683
0,28
0,26
0,36
9R
150.000
21.125
7,1006
7,1206
7,1199
7,1264
0,28
0,27
0,36
10R
150.000
21.250
7,0588
7,0790
7,0779
7,0855
0,29
0,27
0,38
11R
150.000
21.375
7,0175
7,0375
7,0375
7,0438
0,28
0,28
0,37
12R
150.000
21.500
6,9767
6,9974
6,9961
7,0028
0,30
0,28
0,37
13R
150.000
21.625
6,9364
6,9568
6,9557
6,9632
0,29
0,28
0,39
14R
150.000
21.750
6,8966
6,9177
6,9154
6,9229
0,31
0,27
0,38
15R
150.000
21.875
6,8571
6,8779
6,8765
6,8847
0,30
0,28
0,40
16R
150.000
22.000
6,8182
6,8395
6,8371
6,8458
0,31
0,28
0,41
Sesuai standar, toleransi yang diizinkan
untuk deviasi ratio tegangan adalah 0,5 %. Dari
data di atas disimpulkan bahwa semua ratio
tegangan trafo di semua tap masih normal, sehingga
trafo masih layak untuk dioperasikan.
2. Kumparan (Winding)
Kerusakan yang mungkin terjadi :
a. Short Sirkuit
Terjadi jika isolasi konduktor terkelupas,
konduktor satu dan lainnya terhubung.
b. Open Sirkuit
Kebalikan dari short sirkuit, terjadi jika
kawat konduktor putus.
c. Deformasi Radial
3.3
Pengujian SFRA
Sweep Frequency Response Analyzer
adalah alat yang bisa memberikan indikasi
perubahan parameter adanya perubahan inti dan
belitan trafo tanpa membongkar bagian dalam trafo,
melalui serangkaian pengujian sehingga dapat
diketahui bagaimana suatu belitan memberi respon
sinyal dalam berbagai variasi frekuensi.
3.3.1 Faktor yang Mempengaruhi Performa
Kerja Transformator
Terdapat tiga faktor yang dominan :
1. Masa pakai alat
Semakin tua usia trafo, kemungkinan
penurunan kualitas kerja semakin besar.
2. Transportasi
Relokasi trafo memungkinkan terjadinya
perubahan struktur dalam trafo akibat
goncangan yang terjadi selama transportasi.
3. Gangguan kerja
Gangguan atau fenomena lain yang
memungkinkan gangguan trafo terjadi.
Gambar 3.2. a. Lekukan karena gaya
b. Lekukan bebas
Deformasi radial adalah perubahan susunan
jari-jari kumparan pada kumparan.
3.3.2
Kerusakan Transformator
Saat trafo bekerja, terdapat gaya yang
menimbulkan tekanan pada trafo (dynamic force).
Semakin besar energi yang diterima trafo, dynamic
force yang timbul semakin besar. Kerusakan yang
mungkin timbul pada transformator antara lain :
1. Inti Trafo (Core)
Konstruksi inti trafo berupa lembaranlembaran besi yang direkatkan menjadi sebuah inti
besi. Gangguan dapat menyebabkan pergeseran
lembaran-lembaran ini. Jika jarak antar lembaran
berubah, kapasitansi total pada inti juga berubah.
Selain itu, gangguan juga dapat menyebabkan
laminasi antar lembaran terbakar.
Gambar 3.3. Deformasi radial pada kumparan
d. Deformasi Axial
Terjadi ketika kumparan bergeser ke atas
atau ke bawah.
Gambar 3.4. Deformasi axial pada kumparan
3. Penyambungan (Clamping)
Banyak sekali komponen trafo yang harus
mengalami penyambungan, misal antar lembaran
inti, sambungan kumparan dengan bushing,
sambungan kumparan inti dengan tap changer.
4. Bushing
Gangguan trafo dapat menyebabkan
bushing terbakar dan melengkung.
Gambar 3.1. Laminasi yang terbakar
4
(a)
(b)
Gambar 3.5. (a) Bushing yang terbakar
(b) Bushing yang melengkung
Identifikasi kondisi transformator dengan
SFRA dibagi berdasarkan range frekuensi. Setiap
range frekuensi menginterpretasikan karakteristik
kerusakan yang berbeda-beda. Terdapat 4
pembagian range frekuensi :
1. < 2 kHz
: deformasi inti, open
sirkuit, short sirkuit,
residual magnetism
2. 2 s/d 20 kHz
: deformasi axial dan
radial,
gangguan
penyambungan
3. 20 s/d 400 kHz : deformasi tap winding
4. 400 kHz - 2 MHz: grounding
dan
kerusakan pada bushing
Gambar 3.7. Grafik magnitude R-S-T primer
Trafo yang baik, pada grafik kumparan
primernya, fasa R berimpit dengan fasa T,
sedangkan fasa S berada sedikit di bawahnya,
dengan pola dan lekukan hampir sama dengan fasa
lain. Dari grafik di atas, terlihat grafik fasa R dan T
berimpit. Diagnosa awal, kumparan primer trafo ini
secara umum baik. Metode perbandingan fasa
dilakukan dengan membandingkan 2 fasa-2 fasa.
a. Fasa R – T
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh
grafik magnitude untuk fasa R – T primer
sebagai berikut :
Interprestasi hasil uji SFRA dapat dilakukan
dengan 3 metode, yaitu :
1. Membandingkan Hasil Uji dan Data Awal
Penguji membandingkan grafik hasil uji
dengan data awal (base line). Data awal,
idealnya adalah data saat trafo baru selesai
dirakit dan belum mengalami relokasi.
2. Membandingkan Hasil Uji dan Sister Unit
Sister unit adalah trafo dengan spesifikasi
sama dan dirakit oleh perusahaan yang
sama. Idealnya, sister unit yang digunakan
dalam kondisi baru dan belum direlokasi.
3. Membandingkan Hasil Uji Antar Fasa
Metode ini diambil jika trafo belum
memiliki base line dan tidak ada trafo
sejenis yang dapat dijadikan sister unit.
Gambar 3.8. Grafik magnitude R-T primer
Hasil uji yang disertakan dalam laporan
pemeliharaan ada 2 grafik, yaitu magnitude graph
dan phase graph. Pada pemeliharaan trafo di Gardu
Induk 150/20 kV Sayung, didapatkan hasil uji :
0
M a g n itu d e (d B )
-20
-40
-60
Gambar 3.9. Hasil analisis R-T primer
-80
b. Fasa R – S
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh
grafik magnitude untuk fasa R – S primer
sebagai berikut :
-100
100
[R-N [open]]
[S-N[open]]
1k
[T-N [open]]
[Tert T1-s,t short]
10 k
Frequency (Hz)
[r-n [open]]
[s-n [open]]
[Tert T1- r,t short]
[R-r[IW]]
100 k
[t-n [open]]
[S-s [IW]]
[tert T1-r,s short]]
[T-t [IW]]
1M
[Tertier T1-T2 [open]]
Gambar 3.6. Magnitude graph trafo 30 MVA GI Sayung
Laporan ini mendiagnosa kumparan primer
dengan metode perbandingan fasa. Dari grafik 3.6,
harus dipisahkan dulu grafik kumparan primernya.
5
Tabel 3.4. Perbandingan hasil antar fasa
Fasa yang
Kondisi
Range
Freakuensi
R–T
Light Distortion
1 – 100 kHz
R–S
Light Distortion
1 – 100 kHz
S–T
Light Distortion
1 – 100 kHz
Dibandingkan
Tabel 3.4 menyatakan adanya gejala
distorsi ringan pada kumparan primer di semua
perbandingan fasa. Gejala terjadi pada range
frekuensi 1 – 100 kHz. Kemungkinan kerusakan
ringan yang terjadi pada kumparan primer trafo
adalah deformasi pada inti, deformasi kumparan,
ataupun deformasi pada tap winding.
Gambar 3.10. Grafik magnitude R-S primer
3.4
Pengujian Tangen Delta
Pengujian
tangen
delta
merupakan
pengukuran kerugian dielektrik untuk mengetahui
kualitas isolasi belitan dengan mengukur arus bocor
kapasitif. Trafo yang diuji dianggap kapasitor
murni. Jika kapasitor murni diberi tegangan AC
sinusoidal maka arusnya akan mendahului tegangan
90°. Berlaku hubungan antara Ic dan V :
Ic = ω.CV
Gambar 3.11. Hasil analisis R-S primer
Karena kehilangan daya dielektrik, sudut
arus mendahului tegangan tidak lagi 90°. Faktor
daya dari kapasitor adalah cos . Dan  adalah
sudut fasa dari kapasitor.
Sudut kehilangan daya (loss angle) adalah 
= 90° - . Sehingga faktor daya bisa ditulis sebagai
sin . Dalam kapasitor sempurna,  = 90° sehingga
 = 0. Karenanya kehilangan daya dalam kapasitor
sempurna adalah nol. Besar kehilangan daya
dielektrik karena kapasitor yang tidak sempurna :
c. Fasa S – T
Dari grafik hasil uji SFRA di atas, diperoleh
grafik magnitude untuk fasa S – T primer
sebagai berikut :
PD = V IR = V I cos  = V I sin 
Gambar 3.14. Komponen pada kapasitor yang tidak
sempurna
Gambar 3.12. Grafik magnitude S-T primer
Komponen pada kapasitor tidak sempurna
dijelaskan pada gambar 3.14, dan diagram fasornya
pada gambar 3.15.
I
Tangen sudut
yang dihitung
IC
δ
Tangen Delta (δ) = IR/IC
IR
Gambar 3.13. Hasil analisis S-T primer
V
Gambar 3.15. Diagram fasor pada kapasitor yang tidak
sempurna
Dari tiga perbandingan fasa di atas, dengan
DL/T 911-2004 Analyzer didapatkan hasil :
Dari gambar di atas berlaku persamaan :
6
Tabel 3.6. Klasifikasi hasil uji tangen delta
ω
Hasil Uji
Kondisi
< 0,5 %
Bagus
δ
Arus total diperoleh dari :
≥ ,5
- 0,7 %
Mengalami penurunan
≥ ,7
- 1,0 %
Perlu investigasi
≥ ,
sehingga
Dari hasil uji di atas disimpulkan bahwa
kualitas isolasi belitan baik dan trafo masih layak
operasi. Rata-rata hasil uji < 0,5 % (normal). Tetapi
ada beberapa yang melebihi batas normal (> 0,5 %)
yaitu CHG primer, CLT sekunder, dan CLG
sekunder sehingga perlu diteliti lebih lanjut seperti
melakukan pengujian tahanan isolasi dan lain-lain.
Tangen Delta () =
dimana :
IC
IR
ω
PD
Tan 
= Arus kapasitor (Ampere)
= Arus resistan (Ampere)
= 2πf
= Power Disappear (Watt)
= Dissipation factor
3.5
Oil Quality Test
Oil quality test (uji karakteristik minyak)
melingkupi beberapa pengujian, yakni pengujian
warna, pengujian tegangan tembus, pengujian kadar
air, pengujian kadar asam, pengujian tegangan antar
muka (Interfacial Tension), dan pengujian sedimen.
Tabel 3.5. Data hasil pengujian tangen delta
URAIAN KEGIATAN
PRIMER
10,1 kV
Jelek, perlu reklamasi
KONDISI
AWAL
CAP
TAN
(%)
( nF )
UST A
CHL
0,28
7,243
UST B
CHT
0,05
105.9 pF
UST A + B
CHL + CHT
0,26
7,352
GST A + B
CHG + CHL + CHT
0,36
10,9
Tabel 3.7. Data hasil pengujian karakteristik minyak
Hasil Pengujian
Properties
Nilai
Warna
Satuan
2,3
Tegangan Tembus (BDV)
74,6
kV/2,5 mm
52 °C
16,73
ppm
20 °C
4,6818
ppm
0,05
MgKOH/g
34,5
mN/m
0,0332
Wt %
Kadar Air
GSTg A
CHT + CHG
0,47
3,653
GSTg B
CHL + CHG
0,37
10,79
Kadar Asam
CHG
0,51
3,546
Tegangan Antar Muka (IFT)
GSTg A + B
SEKUNDER
6.11 kV
CAP
TAN
(%)
( nF )
UST A
CLH
0,18
7,253
UST B
CLT
1,10
717.0 pF
UST A + B
CLH + CLT
0,32
8,016
GST A + B
CLG + CLH + CLT
0,40
26,93
GSTg A
CLT + CLG
0,45
19,93
GSTg B
CLH + CLG
0,34
25,66
CLG
0,52
18,44
TAN
(%)
( nF )
GSTg A + B
TERTIER
Berat Sedimen
0,0278 g
Berat Sampel
83,624 g
Sedimen
3.5.1
Pengujian Warna Minyak
Tingkat warna mengindikasikan kadar
karbon, partikel isolasi, dan material terlarut.
Minyak yang gelap menunjukkan telah terjadi
oksidasi pada minyak trafo.
CAP
Gambar 3.16. Skala warna standar minyak trafo
UST A
CTH
0,03
106.1 pF
UST B
CTL
0,23
4,116
UST A + B
CTH + CTL
0,02
4,236
Nilai Identifikasi
Warna Minyak
Penampakan
Warna Minyak
Diagnosa
GST A + B
CTG +CTH + CTL
0,28
26,18
1-2,5
Kuning pucat
Baik
GSTg A
CTH + CTG
0,35
26,05
2,5 – 3,5
Kuning terang
Wajar / Cukup
GSTg B
CTL + CTG
0,28
22,06
3,5 – 6
Kuning sawo
Sedang
CTG
0,30
21,94
6 - 10
Coklat kehitaman
Jelek
GSTg A + B
Tabel 3.8. Identifikasi warna minyak trafo
Sesuai standar, trafo baru dinyatakan baik
jika hasil uji tangen deltanya kurang dari 0.5 %.
Sedangkan trafo yang sudah beroperasi, interpretasi
hasil uji tangen deltanya sebagai berikut :
Nilai uji warna minyak 2,3 secara fisik
berwarna kuning pucat dan dinyatakan masih baik.
3.5.2 Pengujian Tegangan Tembus
Pengujian ini memberi tegangan frekuensi
sistem ke minyak sampel di antara dua elektrode.
7
Tabel 3.9. Standar tegangan tembus minyak
3.5.5
Pengujian Tegangan Antar Muka
(Interfacial Tension / IFT)
Pengujian ini mencari keberadaan polar
contaminant terlarut dari hasil proses pemburukan.
Nilai IFT dipengaruhi banyaknya partikel kecil
hasil oksidasi pada minyak dan kertas isolasi.
Kondisi Minyak
Tegangan
Operasi
Trafo
Wajar/
Baik
Buruk
Cukup
kV/2,5 mm
kV/2,5 mm
kV/2,5 mm
500 kV
> 60
50 – 60
< 50
150 kV
> 50
40 – 50
< 40
70 kV
> 40
30 - 40
< 30
Tabel 3.12. Identifikasi nilai IFT minyak trafo
Diperoleh hasil uji tegangan tembus 74,6
kV/2,5 mm. Sesuai standar, minyak tersebut layak
pakai karena masih di atas prasyarat ketegori baik.
3.5.3 Pengujian Kadar Air
Air
dan
oksigen
dalam
minyak
menyebabkan
korosi, membantuk asam dan
endapan, serta menurunkan usia trafo. Satuan hasil
pengujian ini adalah ppm (part per million),
perbandingan mg kadar air terhadap 1 kg minyak.
Tabel 3.10. Standar kadar air dalam minyak
Standar
Pengujian
Kadar Air
< 69
69 – 288
> 345
ASTM D-1533
35 %
25 %
20 %
IFT
Status
Minyak
Kondisi Transformator
30 - 45
Sangat
Baik
Baik
27 - 30
Baik
Terdapat lumpur terlarut
dalam minyak
24 - 27
Cukup Baik
Isolasi dilapisi asam,
lumpur siap mengendap
dalam transformer
18 - 24
Jelek
Lumpur dalam radiator, inti
besi, dan kumparan trafo
14 - 18
Sangat
Jelek
Lumpur mengeras dan
berlapis, kemampuan isolasi
melemah
9 - 14
Resiko
Tinggi
Radiator tertutup lumpur,
suhu operasi meningkat
<9
Tak Layak
Pakai
Dimungkinkan terjadi
kerusakan pada
transformator
Tegangan Sistem (kV)
Standar kadar air pada minyak trafo
tegangan sistem 150 kV adalah < 25 ppm. Dari
pengujian diperoleh hasil 16,73 ppm pada suhu 52°
C dan 4,6818 ppm pada suhu 20° C. Dengan
demikian kondisi minyak masih baik karena kadar
airnya masih dalam batas yang diperbolehkan.
3.5.4 Pengujian Kadar Asam
Pengujian ini dilakukan untuk mencari
angka kenetralan/bilangan asam, yakni menghitung
jumlah kalium hidroksida (KOH) yang dibutuhkan
(dalam mg) untuk menetralkan asam dalam 1 gram
minyak uji. Angka kenetralan yang menunjukkan
penyusun asam minyak trafo dapat mendeteksi
kontaminasi minyak, menunjukkan kecenderungan
perubahan kimia, cacat, atau indikasi perubahan
kimia dalam bahan tambahan (additive).
Tabel 3.11. Standar angka kenetralan
keasaman minyak trafo
dan
Hasil uji di lapangan menunjukkan nilai
IFT 34,5 mN/m pada suhu 52° C. Sesuai tabel 3.12,
minyak trafo masih sangat baik dan dapat
digunakan kembali.
3.5.6 Pengujian Sedimen (Sludge)
Pengujian ini bertujuan mengukur banyak
zat pengotor minyak, dengan membandingkan berat
endapan yang tersaring dengan minyak sample.
Standar persentase zat pengotor minyak
trafo yang dibolehkan maksimal 0,05 wt %. Minyak
dengan kandungan sedimen di atas itu tidak layak
pakai dan harus direklamasi. Dari hasil uji 83,624 g
sampel minyak trafo, ditemukan sedimen 0,0278 g
atau 0,0332 wt %. Karena jumlah endapan masih di
bawah 0,05 %, minyak masih dapat digunakan.
tingkat
Angka Kenetralan
Tingkat Keasaman
0 - 0,05
Sangat basa
0,05 – 0,1
Basa
0,1 – 0,15
Agak basa
0,15 – 0,20
Netral
0,20 – 0,25
Agak asam
0,25 – 0,30
Asam
0,30 – 0,40
Sangat asam
IV
4.1
1.
2.
3.
Hasil pengujian lapangan menunjukkan
angka kenetralan minyak 0,05 mgKOH/g pada suhu
52° C. Hasil tersebut menandakan minyak trafo
masih baik dan dapat digunakan kembali.
4.
8
PENUTUP
Kesimpulan
Pengujian yang dilakukan selama penulis
kerja praktik adalah pengujian tahanan
isolasi belitan, pengujian ratio tegangan,
pengujian SFRA, pengujian tangen delta,
serta pengujian karakteristik minyak isolasi.
Hasil pengujian tahanan isolasi belitan,
didapatkan nilai Index Polarisasi ≥ ,25 di
semua pengujian. Dengan nilai IP terukur
ini, kebocoran arus masih dalam batas
toleransi sehingga trafo aman dioperasikan.
Hasil pengujian ratio tegangan, didapatkan
nilai % deviasi rata- t ≤ ,5
pada
semua pengujian. Dengan hasil ini
diketahui bahwa ratio tegangan di semua
posisi tap masih dalam batas toleransi
sehingga trafo layak dioperasikan.
Hasil pengujian SFRA, terdapat distorsi
ringan pada sisi primer trafo. Gejala yang
mungkin terjadi adalah deformasi pada inti,
deformasi pada kumparan,
ataupun
deformasi pada tap winding.
5. Hasil pengujian tangen delta, didapatkan
nilai rata-rata tangen delta masih normal,
yaitu < 0,5 %. Dapat disimpulkan keadaan
isolasi belitan trafo masih baik. Hanya
terdapat beberapa item yang nilainya lebih
dari 0,5 % yaitu CHG primer, CLT
sekunder, dan CLG sekunder sehingga
perlu investigasi lanjut, seperti melakukan
pengujian tahanan isolasi dan lain-lain.
6. Untuk menguji kualitas minyak isolasi
trafo, dilakukan 6 macam pengujian
karakteristik minyak, yaitu pengujian
warna, pengujian tegangan tembus,
pengujian kadar air, pengujian kadar asam,
pengujian tegangan antar muka, serta
pengujian kandungan sedimen dalam
minyak. Dari semua pengujian karakteristik
minyak yang dilakukan, diketahui minyak
trafo dalam keadaan baik sehingga dapat
digunakan kembali tanpa harus direklamasi.
4.2
Bayu Arie Wibowo. Lahir di
Purbalingga, 24 September
1987, menempuh pendidikan
dasar di SDN Panulisan Timur
11 (kelas 1-3) dan SDN
Panulisan Timur 07 (kelas 46), kemudian dilanjutkan di
MTs Islam Ngruki Sukoharjo Solo. Lulus pada
tahun 2003, lalu dilanjutkan di SMAN 1 Cilacap
(kelas 1) dan SMAN 1 Majenang (kelas 2-3).
Saat ini sedang menempuh pendidikan Strata-1 di
Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro,
konsentrasi Teknik Tenaga Listrik.
Semarang,
Mengetahui
Dosen Pembimbing
Ir. Bambang Winardi
NIP. 196106161993031002
Saran
1. Pemeliharaan trafo sebaiknya dilakukan
berkala sesuai panduan dari pabrikan
sehingga trafo dapat beroperasi kontinyu
guna menjamin ketersediaan energi listrik.
2. Jika terjadi ketidaknormalan suatu hasil
pengujian, perlu investigasi lanjut dengan
melakukan pengujian lainnya sehingga
dapat mengetahui kondisi trafo lebih dalam.
3. Literatur mengenai SFRA yang membahas
proses analisa hasil ujinya perlu
diperbanyak dan ditulis dalam format yang
mudah difahami. Bila perlu PLN
menerbitkan buku pegangan yang khusus
memuat bahasan tersebut.
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
April 2013
DAFTAR PUSTAKA
Tobing, Bonggas L. 2003. Dasar Teknik
Pengujian Tegangan Tinggi, Jakarta:
Penerbit PT. Gramedia Pustaka Utama
Arismunandar, Artono. 2001. Teknik
Tegangan
Tinggi.
Jakarta:
Pradnya
Paramita
Sulasno, Ir. 2004. Dasar Teknik Konversi
Energi Listrik dan Sistem Pengaturan.
Semarang: Badan Penerbit Universitas
Diponegoro
Isnanto. 2009. Transformator Distribusi.
[online].
(http://masisnanto.blogdetik.com/2009/01/2
3/transformator-distribusi,
diakses
19
Februari 2013 pukul 5:46)
Fauzi Kadili, M.R. 2012. Transformator.
[online].
(http://muhamadrizkifauzikadili.blogspot.co
m/2012/06/transformator-1-fasa.html,
diakses 19 Februari 2013 pukul 7:45)
9