Post on 01-Nov-2020
B u k u P e d o m a n P e m e l i h a r a a n
P T P L N ( P E R S E R O )
J l T r u n o j o y o B l o k M I / 1 3 5
J A K A R T A
T R A N S F O R M A T O R A R U S
Do ku men n om or : P DM/ P GI /0 2 :2 01 4
DOKUMEN
PT PLN (PERSERO)
NOMOR : PDM/PGI/02:2014
Lampiran Surat Keputusan Direksi
PT PLN (Persero) No. 0520-2.K/DIR/2014
BUKU PEDOMAN PEMELIHARAAN TRAFO ARUS (CT)
PT PLN (PERSERO)
JALAN TRUNOJOYO BLOK M-I/135 KEBAYORAN BARU
JAKARTA SELATAN 12160
TRAFO ARUS
Susunan Tim Review KEPDIR 113 & 114 Tahun 2010
Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No.0309.K/DIR/2013
Pengarah : 1. Kepala Divisi Transmisi Jawa Bali
2. Kepala Divisi Transmisi Sumatera
3. Kepala Divisi Transmisi Indonesia Timur
4. Yulian Tamsir
Ketua : Tatang Rusdjaja
Sekretaris : Christi Yani
Anggota : Indra Tjahja
Delyuzar
Hesti Hartanti
Sumaryadi
James Munthe
Jhon H Tonapa
Kelompok Kerja Trafo Arus dan Trafo Tegangan (CT & CVT)
1. Abdul Salam (PLN P3BS) : Koordinator merangkap anggota
2. Inda Puspanugraha (PLN P3BS) : Anggota
3. Rikardo Siregar (PLN P3BJB) : Anggota
4. Musfar Ferdian (PLN P3BJB) : Anggota
5. Jamrotin Armansyah (PLN Sulselrabar) : Anggota
Koordinator Verifikasi dan Finalisasi Review KEPDIR 113 & 114 Tahun
2010 (Nota Dinas KDIVTRS JBS Nomor 0018/432/KDIVTRS JBS/2014)
Tanggal 27 Mei 2014
1. Jemjem Kurnaen
2. Sugiartho
3. Yulian Tamsir
4. Eko Yudo Pramono
TRAFO ARUS
i
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ...................................................................................................................... IDAFTAR GAMBAR..........................................................................................................IIIDAFTAR TABEL ............................................................................................................. IVDAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................................... VPRAKATA ....................................................................................................................... VITRANSFORMATOR ARUS.............................................................................................. 11 PENDAHULUAN................................................................................................ 11.1 Pengertian Trafo Arus......................................................................................... 11.2 Fungsi Trafo Arus ............................................................................................... 31.3 Jenis Trafo Arus ................................................................................................. 41.4 Komponen Trafo Arus........................................................................................101.5 Pengenal (Rating) Trafo Arus ............................................................................121.5.1 Pengenal Beban (Rated Burden) .......................................................................131.5.2 Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) ........................................131.5.3 Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) ......................................131.5.4 Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current) .............................................141.6 Kesalahan Trafo Arus ........................................................................................141.6.1 Kesalahan Perbandingan/Rasio.........................................................................141.6.2 Kesalahan Sudut Fasa ......................................................................................141.7 Kesalahan Komposit (Composite Error).............................................................151.8 Ketelitian/Akurasi Trafo Arus .............................................................................151.8.1 Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current) ..........................151.8.2 Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF) ..........................................151.9 Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering..................................................................161.10 Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi...................................................................171.10.1 Kelas P ..............................................................................................................171.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ..............................................................181.10.2.1 Kelas PX ...........................................................................................................181.10.2.2 Kelas PR ...........................................................................................................181.10.2.3 Kelas TPS .........................................................................................................181.10.2.4 Kelas TPX (non gapped core) ...........................................................................181.10.2.5 Kelas TPY (anti remanence gapped core) .........................................................191.10.2.6 Kelas TPZ (linear core)......................................................................................191.11 Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti ...................................................................201.12 Failure Mode and Effect Analysis (FMEA) .........................................................202 PEDOMAN PEMELIHARAAN...........................................................................212.1 Konsep Asesmen ..............................................................................................212.2 In Service Inspection .........................................................................................222.2.1 Dielectric............................................................................................................222.2.2 Grounding (Pentanahan) Trafo Arus..................................................................222.3 In Service Measurement....................................................................................232.3.1 Thermovision .....................................................................................................232.4 Shutdown Testing/Measurement .......................................................................232.4.1 Tahanan Isolasi .................................................................................................232.4.2 Tan Delta...........................................................................................................242.4.3 Pengukuran Kualitas Isolasi SF6 .......................................................................282.4.4 Pengujian Kualitas Minyak isolasi ......................................................................28
TRAFO ARUS
ii
2.4.5 Tahanan Pentahanan........................................................................................ 302.4.6 Ratio ................................................................................................................. 302.4.7 Pengujian Eksitasi atau Vknee .......................................................................... 312.5 Shutdown Treatment ......................................................................................... 323 EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI ........................... 333.1 In Service Inspection ......................................................................................... 333.2 In Service Measurement ................................................................................... 353.2.1 Thermovisi Klem dan Konduktor ....................................................................... 353.2.2 Thermovisi Isolator dan Housing CT ................................................................. 363.3 Shutdown Testing/ Measurement ...................................................................... 373.3.1 Tahanan Isolasi................................................................................................. 373.3.2 Tan Delta .......................................................................................................... 373.3.3 Kualitas Minyak ................................................................................................. 393.3.4 DGA .................................................................................................................. 423.3.5 Tahanan Pentanahan........................................................................................ 433.3.6 Kualitas Gas SF6 .............................................................................................. 433.4 Shutdown Inspection ......................................................................................... 444 TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN .............................................. 46DAFTAR ISTILAH........................................................................................................... 66DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................................... 67
TRAFO ARUS
iii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1-1 Rangkaian pada CT ...................................................................................... 1Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen ...................................................................................... 2Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo ........................................... 3Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi................................... 4Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus................................................................... 4Gambar 1-6 Bar Primary ................................................................................................... 5Gambar 1-7 Wound Primary ............................................................................................. 5Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan........................................................ 7Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan....................................................... 7Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti.............................................................................. 8Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti.............................................................................. 8Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A .................................................................... 9Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A.............................................................. 9Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap....................................................................................10Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap....................................................................................10Gambar 1-16 CT Tipe Cincin ...........................................................................................11Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin .........................................................................11Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................12Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................13Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus ......................................................................15Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian.....................................................................17Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat.........................19Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus...................................21Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter ..........................................................................24Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT..................................................................24Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta ..25Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap......................................................................................25Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap ......................................26Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap....................................................................................26Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap.....................................27Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap........................................27Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap...........................28Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan ...............................................30Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus........................................................31Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi....................................................................31Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi ..................................................................................32
TRAFO ARUS
iv
DAFTAR TABEL
Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi ........................... 17Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada CT......................................................................... 32Tabel 3-1 Evaluasi dan Rekomendasi In Service Inspection CT...................................... 33Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem.................................................. 36Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT.................... 36Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi................................... 37Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta ............................................ 38Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak................................... 39Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA.................................................... 42Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan.......................... 43Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6 ................................ 43Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection................................. 44Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus....... 46Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan) ................................................. 46
TRAFO ARUS
v
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran 1TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS …………………………. 50Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS …………………………………………………………….. 54Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Mingguan ……………………… 55Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan ………………………...56Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT – Tahunan …………………………. 57Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT ………………………………………………………….. 58Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT ………………………………………...59Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT …………………. 60Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT ……………………………………...61Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran Knee Point CT ……………………………...62Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT …………………...63Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT ……………………………………….64Lampiran 13 Standar Alat Uji CT ………………………………………………………………65
TRAFO ARUS
vi
PRAKATA
PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberikontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaanaset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjukkerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikanmanfaat yang maksimum selama masa manfaatnya.
PLN melaksanakan pengelolaan aset secara menyeluruh, mencakup keseluruhan fasedalam daur hidup aset (asset life cycle) yang meliputi fase Perencanaan, Pembangunan,Pengoperasian, Pemeliharaan, dan Peremajaan atau penghapusan. Keseluruhan fasetersebut memerlukan pengelolaan yang baik karena semuanya berkontribusi padakeberhasilan dalam pencapaian tujuan perusahaan.
Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktorpendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkanbeberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah bukuPedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik.
Pedoman pemeliharaan yang dimuat dalam buku ini merupakan bagian dari kumpulanPedoman pemeliharaan peralatan penyaluran yang secara keseluruhan terdiri atas 25buku. Pedoman ini merupakan penyempurnaan dari pedoman terdahulu yang telahditetapkan dengan keputusan direksi nomor 113.K/DIR/2010 dan 114.K/DIR/2010.Perubahan atau penyempurnaan pedoman senantiasa diperlukan mengingat perubahanpengetahuan dan teknologi, perubahan lingkungan serta perubahan kebutuhanperusahaan maupun stakeholder. Di masa yang akan datang, pedoman ini juga harusdisempurnakan kembali sesuai dengan tuntutan pada masanya.
Penerapan pedoman pemeliharaan ini merupakan hal yang wajib bagi seluruh pihak yangterlibat dalam kegiatan pemeliharaan peralatan penyaluran di PLN, baik perencana,pelaksana maupun evaluator. Pedoman pemeliharaan ini juga wajib dipatuhi oleh parapihak diluar PLN yang bekerjasama dengan PLN untuk melaksanakan kegiatanpemeliharaan di PLN.
Demikian, semoga kehadiran buku ini memberikan manfaat bagi perusahaan danstakeholder serta masyarakat Indonesia.
Jakarta, Oktober 2014
DIREKTUR UTAMA
NUR PAMUDJI
TRAFO ARUS
1
TRANSFORMATOR ARUS
1 PENDAHULUAN
1.1 Pengertian Trafo Arus
Trafo Arus (Current Transformator - CT) yaitu peralatan yang digunakan untuk melakukanpengukuran besaran arus pada intalasi tenaga listrik disisi primer (TET, TT dan TM) yangberskala besar dengan melakukan transformasi dari besaran arus yang besar menjadibesaran 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 : 2211 NINI
Untuk trafo pada kondisi tidak berbeban:
2
1
2
1
N
N
E
E
Dimana
2
1
N
Na ,
21 II sehingga 21 NN ,
1N jumlah lilitan primer, dan
2N jumlah lilitan sekunder.
TRAFO ARUS
2
Rangkaian Ekivalen
Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen
Tegangan induksi pada sisi sekunder adalah
22 44,4 NfABE Volt
Tegangan jepit rangkaian sekunder adalah
bZZIE 222 Volt
instkawatb ZZZ Volt
Dalam aplikasinya harus dipenuhi 21 UU
Dimana:
B kerapatan fluksi (tesla)
A luas penampang (m²)
f frekuensi (Hz)
2N jumlah lilitan sekunder
1U tegangan sisi primer
2U tegangan sisi sekunder
bZ impedansi/tahanan beban trafo arus
kawatZ impedansi/tahanan kawat dari terminasi CT ke instrumen
instZ impedansi/tahanan internal instrumen, misalnya relai proteksi atau
peralatan meter
Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo Arus (CT)
TRAFO ARUS
3
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 primermenjadi besaran sekunder untuk keperluan pengukuran sistem metering danproteksi
- Mengisolasi rangkaian sekunder terhadap rangkaian primer, sebagaipengamanan 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 padadaerah kerja (daerah pengenalnya) 5% - 120% arus nominalnyatergantung dari kelasnya dan tingkat kejenuhan yang relatif rendahdibandingkan 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 terjadigangguan dimana arus yang mengalir beberapa kali dari aruspengenalnya 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.
TRAFO ARUS
4
Perbedaan mendasar trafo arus pengukuran dan proteksi adalah padatitik 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 jenuhdibandingkan trafo arus proteksi sehingga konstruksinya mempunyai luaspenampang 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 dalam (indoor)
TRAFO ARUS
5
Pasangan luar (outdoor)
Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi belitan primer:
o Sisi primer batang (bar primary)
Gambar 1-6 Bar Primary
o Sisi tipe lilitan (wound primary)
Gambar 1-7 Wound Primary
TRAFO ARUS
6
Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi jenis inti
Trafo arus dengan inti besi
Trafo arus dengan inti besi adalah trafo arus yang umum digunakan padaarus yang kecil (jauh dibawah nilai nominal) terdapat kecenderungankesalahan dan pada arus yang besar (beberapa kali nilai nominal) trafo arusakan 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 diseluruh jangkauan pengukuran, contohnya adalah koil rogowski (coilrogowski)
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, umumnyadigunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor).
o Trafo arus cast resin
Trafo arus ini biasanya digunakan pada tegangan menengah, umumnyadigunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor), misalnya trafo arus tipecincin yang digunakan pada kubikel penyulang 20 kV.
o Trafo arus isolasi minyak
Trafo arus isolasi minyak banyak digunakan pada pengukuran arustegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan(outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan pada pengukuranarus 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) misalkantrafo arus tipe top-core.
TRAFO ARUS
7
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 rangkaianelektrik 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 lebihkecil dari pada trafo arus pemasangan luar ruangan, menggunakan isolatordari 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
TRAFO ARUS
8
Trafo arus dengan inti banyak dirancang untuk berbagai keperluan yangmempunyai 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
Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti
TRAFO ARUS
9
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:
Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A
TRAFO ARUS
10
– Trafo arus multi rasio/sekunder tap
Trafo arus multi rasio memiliki rasio tap yang merupakan kelipatan dari tapyang terkecil, umumnya trafo arus memiliki dua rasio tap, namun ada jugayang 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 / 5A.
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 castresin type)
TRAFO ARUS
11
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 kubikelpenyulang (tegangan 20 kV dan pemasangan indoor). Jenis isolasi pada CTcincin adalah Cast Resin.
TRAFO ARUS
12
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 withprimary 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 banyakdigunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangandi luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan padapengukuran 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 ratedburden, rated current, instantaneous rated current dan yang lainnya seperti ditunjukanpada Gambar 1-19.
TRAFO ARUS
13
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 masihbisa 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 mengalirsecara 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 primermaksimum (dinyatakan dalam nilai rms) yang diperbolehkan mengalir dalam waktutertentu dengan sekunder trafo arus terhubung singkat sesuai dengan tanda pengenaltrafo arus (nameplate), contoh: Ith = 31.5 kA/1 s.
TRAFO ARUS
14
1.5.4 Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)
Pengenal arus dinamik adalah perbandinganrated
peak
I
I, dimana Ipeak adalah arus puncak
primer maksimum trafo arus yang diijinkan tanpa menimbulkan kerusakan dan Irated adalaharus 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 2003adalah kesalahan besaran arus karena perbedaan rasio pengenal trafo arus dengan rasiosebenarnya dinyatakan dalam:
%100
P
PSn
I
IIK ,
dimana = kesalahan rasio trafo arus (%)
Kn = pengenal rasio trafo arus
PI = arus primer aktual trafo arus (A) dan
SI = arus sekunder aktual trafo arus (A)
1.6.2 Kesalahan Sudut Fasa
Kesalahan sudut fasa adalah kesalahan akibat pergeseran fasa antara arus sisi primerdengan arus sisi sekunder. Kesalahan sudut fasa akan memberikan pengaruh padapengukuran berhubungan dengan besaran arus dan tegangan, misalnya padapengukuran 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 dankelas CT metering dapat dilihat pada Tabel 1 dan Tabel 2, sedangkan untuk kelas CTproteksi dapat dilihat pada Tabel 3.
Kesalahan sudut fasa dibagi menjadi dua nilai, yaitu:
Bernilai positif (+) jika sudut fasa IS mendahului IP
Bernilai negatif (–) jika sudut fasa IS tertinggal IP
TRAFO ARUS
15
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 nilairms dari kesalahan trafo arus yang ditunjukkan oleh persamaan berikut:
T
PSTP
C dtiiKTI
E0
21100
dimana CE = kesalahan komposit (%)
PI = arus primer (A)
T = periode (detik)
TK = pengenal rasio trafo arus
Si = arus sesaat sekunder (A) dan
Pi = arus sesaat primer (A)
1.8 Ketelitian/Akurasi Trafo Arus
Ketelitian trafo arus dinyatakan dalam tingkat kesalahannya. Semakin kecil kesalahansebuah 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 dimanakesalahan komposit dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada saatsekunder dibebani arus pengenalnya.
1.8.2 Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF)
Faktor batas ketelitian disebut juga faktor kejenuhan inti adalah batasan perbandingannilai arus primer minimum terhadap arus primer pengenal dimana kesalahan komposit
TRAFO ARUS
16
dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada sekunder yang dibebani arus
pengenalnya. ALF merupakan perbandingan darirated
primer
I
I
Contoh:
CT 5P20 dengan rasio 300 / 1 A, artinya Accuracy Limit Factor (ALF) = 20, maka batasketelitian 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 kalinominalnya. Daerah kerja trafo arus metering antara: 0.1 – 1.2 x IN trafo arus.
Kelas ketelitian trafo arus metering dinyatakan dalam prosentase kesalahan rasiopengukuran baik untuk arus maupun pergeseran sudut fasa, seperti pada Tabel 1 dan 2di bawah.
Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering
5 20 100 120 5 20 100 1200,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 50,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 100,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 301,0 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60
KelasKetelitian
+/- % Kesalahan RasioArus pada % dari
Arus Pengenal
+/- Pergeseran Fase pada% dari Arus PengenalMenit (1/60 derajat)
Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering
1 5 20 100 120 1 5 20 100 1200,2S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 100,5S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30
KelasKetelitian
+/- % Kesalahan RasioArus pada % dari
Arus Pengenal
+/- Pergeseran Fase pada% dari Arus PengenalMenit (1/60 derajat)
TRAFO ARUS
17
Contoh pembacaan kedua tabel di atas adalah sebagai berikut:
Trafo arus dengan spesifikasi sebagai berikut; ratio 300/5 A, klas 0,2 dan dibebanisebesar 60 Amp (20% In), maka kesalahan maksimum ratio 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 ditentukandalam keadaan steady state arus primer simetris. Kelas ketelitian trafo arus proteksidinyatakan 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 batasakurasi
20 = Accuracy Limit Factor, batas ketelitian trafo arus s.d. 20 kali aruspengenal
Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi
5P10P
Kesalahan Kompositpada batas ketelitianArus Primer Pengenal
(%)
± 1
± 3
± 60
-510
KelasKetelitian
Pada Arus Pengenal
Kesalahan Rasio(%)
Kesalahan Sudut(menit)
TRAFO ARUS
18
1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ
Trafo arus yang mempunyai sirkit tanpa ataupun dengan celah udara serta mempunyaitipikal konstanta waktu sekunder, dikelompokkan sebagai berikut:
1.10.2.1 Kelas PX
Trafo arus yang harus memiliki kebocoran reaktansi rendah dan informasi khusus sepertiratio, 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 ditentukanoleh kurva magnetisasi (V knee), arus magnetisasi, serta tahanan belitan sekunder. Tidakada batasan untuk remanensi fluksi. Trafo arus TPS adalah trafo arus tanpa celah udarasehingga kebocoran fluksi yang kecil. Tipe ini juga bersesuaian dengan Trafo Arus kelasX menurut British Standart 3938 tahun 1973 yang direkomendasikan untuk relaiDifferential.
1.10.2.4 Kelas TPX (non gapped core)
Trafo arus yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yangditentukan selama siklus kerja transien dan tidak ada batasan untuk remanensi fluksi.Trafo arus TPX adalah trafo arus tanpa celah udara dengan konstanta waktu lebih lamadari 5 detik, umumnya 5 s.d. 20 detik. Trafo arus jenis ini mempunyai ketelitian tinggi, arusmagnetisasi 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 Vknee dan nilai rmsmaksimum dari arus eksitasi
– Trafo arus jenis TPX ini pada umumnya digunakan pada sistem tegangantinggi/tegangan ekstra tinggi untuk proteksi: Busbar, CCP, dan REF
TRAFO ARUS
19
1.10.2.5 Kelas TPY (anti remanence gapped core)
Trafo arus yang memiliki batas ketelitian berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaatselama 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 trafoarus 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 CTdigunakan 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 nilaimaksimum sesaat komponen bolak balik selama energisasi yang tunggal dengan nilai dcoffset yang maksimum pada konstanta waktu rangkaian sekunder tertutup. Trafo arusTPZ adalah trafo arus yang memiliki celah udara besar (pada inti) dengan konstantawaktu 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 80
100
200
300
400
500
600
i03b,n m
tm
TRAFO ARUS
20
1.11 Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti
Diketahui arus hubung singkat maksimum IF max = 7266 A, rasio CT 1000 /5 A dan kelas10P20, burden 7.5 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:
kawatrelaiCTFS RRRIV Volt
15.002.026.01000
57226 SV Volt
54.15SV Volt
tegangan knee (V knee) CT adalah:
ALFIRI
VAV nCT
nk
Volt
20526.05
5.7
kV Volt
56kV 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 suatuperalatan. Pada buku pedoman pemeliharaan ini, FMEA menjadi dasar utama yangdigunakan untuk menentukan komponen yang akan diperiksa dan dipelihara. Prosespembuatan FMEA dapat dilakukan dengan cara sebagai berikut:
a) Mendefinisikan sistem (peralatan) dan fungsinya.
Didefenisikan sebagai kumpulan komponen yang secara bersama-samabekerja membentuk satu fungsi atau lebih.
b) Menentukan sub sistem dan fungsi tiap subsistem
TRAFO ARUS
21
Didefenisikan sebagai peralatan dan/atau komponen yang bersama-samamembentuk satu fungsi. Dari fungsinya subsistem berupa unit yang berdirisendiri dalam suatu sistem.
c) Menentukan functional failure tiap subsistem
Didefenisikan sebagai ketidakmampuan suatu asset untuk dapat bekerjasesuai fungsinya sesuai standar unjuk kerja yang dapat diterima pemakai.
d) Menentukan failure mode tiap 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 dilihatpada Lampiran-2.
2 PEDOMAN PEMELIHARAAN
2.1 Konsep Asesmen
Secara umum kondisi CT ditentukan oleh kondisi dari setiap subsistemnya. Informasitentang setiap subsistem diperoleh melalui Inspeksi Level 1, Inspeksi Level 2 danInspeksi Level 3. Kontribusi dari masing-masing faktor penentu ditentukan oleh hasilFMECA. Konsep umum asesmen ini diperlihatkan di gambar berikut:
Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus
TRAFO ARUS
22
Keterangan Gambar:
FMECA = Failure Mode Effect and Criticality Analysis
CCU = current carrying unit (komponen utamanya kumparan primer dan
kumparan sekunder)
WF1 = weighting factor masing-masing inspeksi untuk sub sistem tertentu
WF2 = weighting factor masing-masing sub sistem
DL1 = diagnosa level 1
2.2 In Service Inspection
In Service Inspection adalah kegiatan pengamatan visual pada bagian-bagian peralatanterhadap adanya anomali yang berpotensi menurunkan unjuk kerja peralatan ataumerusak sebagian/keseluruhan peralatan.
2.2.1 Dielectric
Dalam hal ini dilakukan pemeriksaan dalam keadaan beroperasi dengan cara melihatvisual kecukupan dari media Dielectric CT 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 yangdiamatai pada bagian isolator porselin adalah keretakan, flek, pecah dankelainan lainnya.
2.2.2 Grounding (Pentanahan) Trafo Arus
Inspeksi pentanahan trafo arus yang dilakukan adalah memastikan bahwa kawatpentanahan masih terpasang dan memastikan kawat pentanahan yang terpasang tidaklonggar atau rusak.
TRAFO ARUS
23
2.3 In Service Measurement
In Service Measurement adalah kegiatan pengukuran/pengujian yang dilakukan padasaat peralatan sedang dalam keadaan bertegangan/beroperasi.
2.3.1 Thermovision
Thermovision merupakan aktifitas pengukuran yang dilakukan untuk mengetahuitemperatur suatu objek yang sedang diamati. Alat yang umumnya digunakan mampumenampilkan gambar suatu objek berdasarkan pencitraan temperaturnya. Tinggirendahnya temperatur berdasarkan warna hasil pencitraan.
Pada praktek dilapangan, aktifitas ini sangat membantu untuk mengamati bagianperalatan yang bertemperatur tinggi akibat losses atau rugi-rugi. Semakin tinggi rugi-rugi,maka semakin tinggi pula temperatur yang akan dihasilkan. Pengamatan thermovisi padaCT dilakukan pada:
Konduktor dan klem CT, dalam hal ini termasuk juga CT 20 kV yangterpasang di sel 20 kV. Hal ini bertujuan untuk mengetahui perbedaan suhuantara konduktor dan klem CT. Pada beberapa kasus, thermovisi tidak dapatdilakukan untuk memonitor CT 20 kV karena design kubikel, makamonitoring temperatur dapat dilakukan dengan menggunakan thermostrip.Monitoring ini dilakukan bulanan.
Isolator dan housing CT. Hal ini bertujuan untuk mengetahui adanyakelainan/hotspot di 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 akibataktifitas pemeliharaan atau gangguan dan pada trafo arus yang berdasarkan hasilpengujian sudah mengalami pemburukan.
2.4 Shutdown Testing/Measurement
Shutdown testing/measurement adalah pekerjaan pengujian yang dilakukan pada saatperalatan dalam keadaan padam. Pekerjaan ini dilakukan pada saat pemeliharaan rutinmaupun pada saat investigasi ketidaknormalan.
2.4.1 Tahanan Isolasi
Pengujian tahanan isolasi berfungsi untuk mengetahui kualitas tahanan isolasi pada trafoarus baik antar belitan maupun antara belitan dan ground. Pengujian ini dilakukan dengancara memberikan tegangan DC kepada media isolasi yang akan diukur tahanannya yaitusebesar 5 kV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder. Dengan mengukur arusbocor yang melewati media isolasi, maka akan didapatkan nilai tahanan isolasi dalamsatuan mega ohm. Alat yang digunakan untuk pengujian tahanan isolasi adalah MegaOhm meter, seperti dapat dilihat pada Gambar 2-2.
TRAFO ARUS
24
Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter
Untuk mendapatkan hasil pengujian yang akurat, pencatatan hasil pengukuran dilakukansetelah 60 detik dan tidak perlu dilakukan perhitungan IP. Ilustrasi pengujian tahananisolasi 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 materialisolasi. Penurunan kualitas isolasi akan menyebabkan nilai tangen delta semakin tinggi.Selain nilai tangen delta, nilai kapasitansi juga terukur. Peningkatan nilai dari kapasitansimengindikasikan kerusakan pada isolasi kertas. Kasus yang umum terjadi adalah hubungsingkat 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 dari ratio antara IR dan
IC. Pada isolasi yang sempurna, sudut akan mendekati nol. Membesarnya sudut mengindikasikan meningkatnya arus resistif yang melewati isolasi yang berartikontaminasi. Semakin besar sudut semakin buruk kondisi isolasi.
TRAFO ARUS
25
Pengujian tangen delta dapat dilakukan dengan beberapa variasi yaitu pengukurantangen delta pada level tegangan yang berbeda atau dilakukan pada frekuensi yangberbeda. Pengukuran tangen delta dengan variasi tegangan lebih mudah dilakukan,terlebih tidak diperlukan peralatan lain. Untuk keseragaman, sebaiknya variasi teganganyang dipilih adalah 2kV, 4kV, 6kV, 8kV dan 10kV. Kedua variasi ini dilakukan sebagaitindak 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 padasisi primer yang di hubung singkat.
A. CT tanpa test tap
Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap
TRAFO ARUS
26
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 untukmengetahui nilai tan delta overall (secara umum). Pengujian ini dapat dilakukan tanpamelepas rangkaian sekunder. Tegangan uji yang digunakan adalah 10 kV.
B. CT dengan Test Tap
Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap
TRAFO ARUS
27
Mode GST-G
Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap
Mode UST
Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap
TRAFO ARUS
28
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 yaituGST-G, UST dan GST-Guard.
GST-G, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta dan kapasitansi secaraumum (overall) dengan menggunakan tegangan uji 10 Kv
UST, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C1 denganmenggunakan tegangan uji 10 kV
GST-guard, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C2 denganmenggunakan 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 padaCT. Untuk mengetahui kondisi isolasi, perlu dilakukan pengujian kualitas isolasi SF6 yangterdiri dari pengujian tingkat kemurnian gas (purity), kelembaban gas (dew point ataumoisture content) dan decomposition product. Pengujian kualitas gas pada CT belumumum untuk dilakukan di PLN. Untuk mengetahui langkah yang paling optimum untukdilakukan pada CT berisolasi untuk sementara ini belum dapat dijelaskan. Mengingatbahwa volum gas yang terdapat pada CT tidak banyak. Namun untuk mengetahui kondisiawal, perlu dilakukan pengujian kualitas gas.
2.4.4 Pengujian Kualitas Minyak isolasi
Berdasarkan standard IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipmentsupervision and maintenance guide” , Trafo arus (CT) masuk dalam kategori D(instrument/protection transformer >170 kV) dan kategori E (instrument/protectiontransformer ≤ 170 kV). Pengujian Kualitas minyak pada trafo instrument hanya dapat
TRAFO ARUS
29
dilakukan pada trafo instrument jenis nonhermetically sealed. Pengujian kualitas isolasidilakukan pada kondisi khusus, misalnya tujuan investigasi atau jika deperlukan yaitu jikaditemukan anomali pada CT. Pengambilan sample dilakukan dengan berkonsultasiterlebih dahulu dengan manufacturer atau mengacu pada manual instruction daripabrikanmasing-masing CT.
Pengujian kualitas minyak isolasi CT sesuai standard IEC 60422 meliputi:
A. Pengujian Break Down Voltage (BDV)
Pengujian tegangan tembus dilakukan untuk mengetahui kemampuan minyakisolasi dalam menahan stress tegangan. Pengujian ini dapat menjadi indikasikeberadaan kontaminan seperti kadar air dan partikel. Rendahnya nilai tegangantembus dapat mengindikasikan keberadaan salah satu kontaminan tersebut, dantingginya tegangan tembus belum tentu juga mengindikasikan bebasnya minyakdari semua jenis kontaminan.
B. Pengujian Water Content
Pengujian kadar air untuk mengetahui seberapa besar kadar air yangterlarut/terkandung di minyak. Menurut standar IEC 60422 perlu dilakukankoreksi hasil pengujian kadar air terhadap suhu 20 oC yaitu dengan mengalikanhasil pengujian dengan faktor koreksi f.
Dimana :
tsef 04,024,2 Ket:
f= faktor koreksi
ts = Suhu minyak pada waktu diambil (sampling)
C. Pengujian Acidity
Minyak yang rusak akibat teroksidasi akan menghasilkan senyawa asam yangakan menurunkan kualitas isolasi kertas pada trafo arus. Asam ini juga dapatmenjadi penyebab proses korosi pada tembaga dan bagian trafo yang terbuatdari bahan metal.
D. Pengujian Dielectric Disspation Factor
Pengujian ini bertujuan mengukur arus bocor melalui minyak isolasi, yang secaratidak langsung mengukur seberapa besar pengotoran atau pemburukan yangterjadi.
E. Pengujian Interfacial Tension
Pengujian IFT antara minyak dengan air dimaksudkan untuk mengetahuikeberadaan polar contaminant yang larut dan hasil proses pemburukan.
TRAFO ARUS
30
Karakteristik dari IFT akan mengalami penurunan nilai yang sangat drastisseiring tingginya tingkat penuaan pada minyak isolasi. IFT juga dapatmengindikasi masalah pada minyak isolasi terhadap material isolasi lainnya.
F. Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA)
Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA) adalah merupakan suatu tool diagnosauntuk mendeteksi dan mengevaluasi gangguan pada peralatan tenaga listrikdengan cara mengukur beberapa kandungan gas di dalam minyak isolasimeliputi 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 Dissolvedand free gas analysis” , kelainan dalam peralatan trafo instrument dapat dideteksidengan menggunakan DGA.
Dalam pelaksanaannya, pengujian ini dilakukan pada kondisi khusus, misalnya untuktujuan 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 tegangansentuh.
2.4.6 Ratio
Pengukuran ratio bertujuan untuk membandingkan nilai ratio hasil pengukuran dengannilai pada nameplate.
Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan
Pada sisi sekunder diinjeksikan tegangan yang sesuai, dibawah tegangan saturasi (kneevoltage) dan pada sisi primer diukur tegangan menggunakan voltmeter skala rendahdengan impedansi tinggi (20 000 Ω/V atau lebih). Ratio belitan mendekati sama denganratio tegangan yaitu membandingkan tegangan di sisi primer dengan tegangan disisisekunder.
TRAFO ARUS
31
Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus
Pengujian ini menggunakan alat uji injeksi arus (high current test injection), dilakukandengan mengatur catu daya pada alat uji sesuai dengan nilai yang diinginkan sertamencatat arus pada sisi sekunder kedua CT. rasio dari CT adalah sama dengan rasio dariCT referensi yang dikalikan rasio antara arus sisi sekunder CT referensi dengan arus sisisekunder 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 aruseksitasi dan tegangan rms yang diterapkan pada sisi sekunder CT dalam kondisi sisiprimer open circuit. Dalam kurva karakteristik eksitasi dapat diketahui tegangan knee darisuatu CT maka dapat dipastikan bahwa CT tidak mengalami kejenuhan saat arus primersama dengan arus hubung singkat tertinggi.
Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi
TRAFO ARUS
32
Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi
2.5 Shutdown Treatment
Shutdown Treatment adalah pekerjaan untuk memperbaiki anomali yang ditemukan padasaat In Service Inspection/ measurement atau menindaklanjuti Shutdown Testing/Measurement
Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada 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
Buka tutup Box Terminal & Bersih
TRAFO ARUS
33
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
konektorBersih
Pengencangan baut-baut
terminalKencang
3Limit Switch Indikator dan
Alarm low presure SF6Uji fungsi
Trip dan
Indikasi
4Isolator 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 Rekomendasi In Service Inspection CT
NoItem 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
TRAFO ARUS
34
NoItem Inspeksi Hasil Inspeksi Rekomendasi
penggantian seal dan penggantian
minyak sesuai manualinstrcuction/hubungi manufacturer
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 sesuai manualinstruction/hubungi manufacturer
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 nonhermatically 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 sesuai manualinstrcuction/hubungi manufacturer
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/ceramicrebound untuk kondisi pecah kecil
Lakukan pembersihan
5.Kondisi coreHousing
Retak Lakukan penggantian CT
TRAFO ARUS
35
NoItem Inspeksi Hasil Inspeksi Rekomendasi
6. Kondisi structurepenyangga
Korosi/Kendor/Beng
kok
Cat ulang/perbaiki
7. Kondisi Grounding Lepas/kendor/
rantas
- Sambungkan kembali kawat
pentanahan sehingga pentanahan
tersambung dengan mesh groundingGI
- Kencangkan kembali kawat
pentanahan sehingga pentanahan
tersambung dengan mesh groundingGI
- Sambungkan ganti kawat pentanahan
sehingga pentanahan tersambung
dengan mesh grounding GI
3.2 In Service Measurement
3.2.1 Thermovisi Klem dan Konduktor
Data tambahan yang diperlukan untuk evaluasi hasil thermovisi adalah: beban saatpengukuran dan beban tertinggi yang pernah dicapai (dalam Ampere). Selanjutnyadihitung selisih (∆T akhir) antara suhu konduktor dan klem dengan mengunakan rumusberikut:
(I max/I beban)2 x ∆T awal
dimana:
I max : Beban tertinggi yang pernah dicapai
I beban : Beban saat pengukuran
∆T awal : Selisih suhu konduktor dan klem CT
TRAFO ARUS
36
Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem
No∆T akhir
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 membandingkantemperatur yang diperoleh dari hasil thermografi CT phasa R,S dan T. Untukmemininalkan kesalahan dalam menentukan temperatur objek yang sedang diamati,thermovisi sebaiknya dilakukan bersamaan pada dua atau 3 objek dalam hal ini CT untuk2 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 yangberoperasi pada tegangan > 150 kV. Untuk kondisi tertentu, periode pengukuran dapatdilakukan sesuai kebutuhan.
Berdasarkan InternationaI Electrical Testing Association (NETA) Maintenance TestingSpecifications (NETA MTS-1997) interpretasi hasil thermovisi dapat dikategorikan sebagaiberikut:
Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT
No ∆T1
(perbedaan suhu
antar fasa)
Rekomendasi
1. 1 oC – 3oC Dimungkinkan ada ketidaknormalan, perlu
investigasi lanjut
TRAFO ARUS
37
No ∆T1
(perbedaan suhu
antar fasa)
Rekomendasi
2. 4 oC – 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 dankapasitansi hasil pengujian di pabrik dicantumkan pada name plate. Namun jika tidaktersedia maka batasan hasil pengukuran nilai tangen delta pada CT dapat menggunakanreferensi seperti pada tabel berikut.
TRAFO ARUS
38
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 ke manual 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 hermaticallysealed) 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
TRAFO ARUS
39
*) 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
Kategori D (>170kV)
TRAFO ARUS
40
<5ppm Good Normal
5-10ppm Fair - Periksa apakah ada indikasi
kebocoran CT dan perbaiki
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
>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
hubungi manufacturer dan 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
>0.2 Poor
TRAFO ARUS
41
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
hubungi manufacturer
>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
hubungi manufacturer<22 Poor
Kategori E (≤ 170 kV) Bukan merupakan pengujian rutin
6. Pengujian Sedimen dan Sludge
TRAFO ARUS
42
Standard yang digunakan: IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervisionand maintenance guidance”.
*) Khusus untuk CT jenis non hermatically sealed, setalah beroperasi 10 tahun atau jika diperlukanuntuk keperluan investigasi
3.3.4 DGA
Standar yang digunakan IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electricalequipment 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 NS 1) <0.1 <0.2 Investigasi lebih
lanjut
D1 Discharge of Lowenergy
>1 0.1-0.5 >1 Investigasi lebih
lanjut
D2 Discharge of Highenergy
0.6-2.5 0.1-1 >2 Investigasi lebih
lanjut
T1 Thermal Fault NS 1) >1
(NS)
<1 Investigasi lebih
lanjut
<0.02% Good - Normal
>0.02% Poor - Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
7. Pengujian Flash Point
Perubahan <10% Good - Normal
Perubahan >10% Poor - Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
TRAFO ARUS
43
< 300oC
T2 Thermal Fault300<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 decompositionproduct/uji gas cromatograph
- Lakukan penggantian gas
2 Dew Point
TRAFO ARUS
44
No Hasil Pengujian Keterangan Rekomendasi
a. < -5 oC Good Normal
b. > -5 oC Poor - Periksa kemungkinan adanya
kebocoran gas
- Lakukan penggantian gas atau merujuk
ke manual book peralatan
3. Moisture Content
a < 400 ppmv Good Normal
b > 400 ppmv Poor - Periksa kemungkinan adanya
kebocoran gas
- Lakukan penggantian gas atau merujuk
ke manual book peralatan
3 Decomposition Product
a. < 2000 ppmv Good Normal
b. > 2000 ppmv Poor Lakukan pengujian gas cromatograph Lakukan pemeriksaan internal atau
sesuai manual book peralatan
3.4 Shutdown Inspection
Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection
No Item Inspeksi Kondisi NormalRekomendasi bila kondisi normal
tidak terpenuhi
1 Box Terminal Bersih - Dibersihkan
TRAFO ARUS
45
No Item Inspeksi Kondisi NormalRekomendasi 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
BersihDibersihkan dari kotoran, jamur &
karat
KencangLakukan pengencangan baut-baut
terminal
3
Limit SwitchIndikator dan
Alarm lowpresure SF6
Beroperasi
normalLakukan pengujian fungsi
4
Isolator dan
housing CT serta
kaca penduga
Bersih dan
kencangDilakukan pembersihan
TRAFO ARUS
46
4 TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN
Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus
Jenis
PemeliharaanJenis Inspeksi/Pengujian Periode
Batasan
OperasiAlat Uji
In ServiceInspection
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
HousingBulanan NORMAL Visual
6. Pemeriksaan kondisi structure
penyangga
Tahunan NORMAL Visual
7. Pemeriksaan kondisi Grounding Bulanan NORMAL Visual
Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan)
Jenis PemeliharaanJenis
Inspeksi/PengujianPeriode
Batasan
OperasiAlat Uji
In ServiceMeasurement
1. Thermovisi antara klem
dan konduktor 150
kV
Bulanan ∆T < 10 0 C Kamera
Thermography
Thermovisi antara klem
dan konduktor > 150
kV
2 Mingguan ∆T < 10 0 C Kamera
Thermography
TRAFO ARUS
47
Jenis PemeliharaanJenis
Inspeksi/PengujianPeriode
Batasan
OperasiAlat Uji
2. Thermovisi Housing &
isolator CT 150 kV
Bulanan ∆T = 1 - 3 0 C Kamera
Thermography
Thermovisi Housing &
isolator CT > 150 kV
2 Mingguan ∆T = 1 - 3 0 C 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. Pengujian Ratio Jika
diperlukan,
relokasi atau
investigasi
Sesuai Tabel 1,2
dan 3
Alat uji Ratio
5. Pengujian Eksitasi Jika
diperlukan,
relokasi atau
investigasi
Sesuai Gambar
II-13
Alat uji Vknee
TRAFO ARUS
48
Jenis PemeliharaanJenis
Inspeksi/PengujianPeriode
Batasan
OperasiAlat 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. Pengujian Acidity
d. Pengujian DielectricDisspation 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 200 C < 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
C2H2 < 35
TRAFO ARUS
49
Jenis PemeliharaanJenis
Inspeksi/PengujianPeriode
Batasan
OperasiAlat 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 Treatment 1. 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 HousingCT, kaca dan baut
pengikat kaca penduga
2 Tahunan BERSIH dan
kencang
Tools set &
Lap Majun
TRAFO ARUS
50
Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI
Haria
n
Min
ggua
n
2 M
ingg
uan
Bula
nan
3 Bu
lana
n
1 Ta
hun
2 Ta
hun
4 Ta
hun
5 Ta
hun
Kond
isio
nal
Keterangan
2 CT
2.1 Inspeksi
2.1.1 Inspeksi Level-1 (In ServiceInspection)
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 isolatorporcelin/rubber
Disesuaikandengan kondisilingkungan
2.1.1.5 Core housing Pemeriksaan kondisi core housing
2.1.1.6 Struktur penyangga Pemeriksaan kondisi structurepenyangga
2.1.1.7 Pentanahan Pemeriksaan kondisi grounding
2.1.2 Inspeksi Level-2 (In ServiceMeasurement)
TRAFO ARUS
51
KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI
Haria
n
Min
ggua
n
2 M
ingg
uan
Bula
nan
3 Bu
lana
n
1 Ta
hun
2 Ta
hun
4 Ta
hun
5 Ta
hun
Kond
isio
nal
Keterangan
2.1.2.1 Klem dan konduktor Thermovisi antara klem dankonduktor 150 kV
2.1.2.2 Klem dan konduktor Thermovisi antara klem dankonduktor > 150 kV
2.1.2.3 Housing Thermovisi pada housing CT 150kV
2.1.2.4 Housing Thermovisi pada housing CT > 150kV
2.1.2.5 Isolator Thermovisi pada isolator CT 150kV
2.1.2.6 Isolator Thermovisi pada isolator CT > 150kV
2.1.3 Inspeksi Level-3 (ShutdownTesting/Measurement)
2.1.3.1 Tahanan isolasi Pengujian Tahanan isolasi
2.1.3.2 Tangen delta dan kapasitansi Pengujian Tangen delta dankapasitansi
Pengukuran rutinNilai tan deltatidak mendekati1%
Setelah beroperasi 15 tahunPengukurandilakukan diusiaoperasi ke-16
TRAFO ARUS
52
KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI
Haria
n
Min
ggua
n
2 M
ingg
uan
Bula
nan
3 Bu
lana
n
1 Ta
hun
2 Ta
hun
4 Ta
hun
5 Ta
hun
Kond
isio
nal
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 kebutuhaninvestigasi
2.1.3.7 DGA Pengujian DGA Untuk kebutuhaninvestigasi
2.1.3.8 Gas SF6 Pengujian kualitas gas SF6Dilakukan padasaat awalberoperasi
Shutdown Inspeksi2.1.3.9 Box terminal Pemeriksaan dan pembersihan box
terminal terhadap, kotoran,binatang atau kemungkinankemasukan air
2.1.3.10 Housing dan body CTPembersihan bushing dan body CT
Disesuaikandengan kondisilingkungan
TRAFO ARUS
53
KODE SUB SISTEM ITEM INSPEKSI
Haria
n
Min
ggua
n
2 M
ingg
uan
Bula
nan
3 Bu
lana
n
1 Ta
hun
2 Ta
hun
4 Ta
hun
5 Ta
hun
Kond
isio
nal
Keterangan
2.1.3.11 Baut terminal utama danwiring kontrol
Pemeriksaan dan pengencanganbaut-baut terminal utama &pentanahan serta baut-baut wiringkontrol dalam terminal boks
TRAFO ARUS
54
Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS
TRAFO ARUS
55
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 MinimumTidak
terpasangRusak
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 MinimumTidak
terpasangRusak
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 MinimumTidak
terpasangRusak
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
NOKOMPONEN YANG
DIPERIKSAKONDISI PERALATAN
FASA R
DIELEKTRIK
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
FASA S
FASA T
DIELEKTRIK
DIELEKTRIK
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
PT. PLN ( PERSERO )
TRAFO ARUS
56
Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan
UNIT PELAKSANA :
LOKASI GI :
BAY :
TANGGAL :
PUKUL :
PELAKSANA :
1
1,1
1.1.1 Kondisi Grounding Normal Kendor Korosi Lepas Rantas Hilang
1.1.2 Kondisi Isolator Normal Kotor Flek Retak Pecah
1.2
1.2.1 Kondisi core housing Normal Korosi Retak
2
2.1
2.1.1 Kondisi Grounding Normal Kendor Korosi Lepas Rantas Hilang
2.1.2 Kondisi Isolator Normal Kotor Flek Retak Pecah
2.2
2.2.1 Kondisi core housing Normal Korosi Retak
3
3.1
3.1.1 Kondisi Grounding Normal Kendor Korosi Lepas Rantas Hilang
3.1.2 Kondisi Isolator Normal Kotor Flek Retak Pecah
3.2
3.2.1 Kondisi core housing Normal Korosi 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
PT. PLN ( PERSERO )
TRAFO ARUS
57
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 )
::::::
TRAFO ARUS
58
Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
TANGGAL
PUKUL
PELAKSANA
No
1 Current Carrying Circuit
1,1
1.1.1 / (⁰C)
1.1.2 Selisih suhu <10 ⁰C 10-25 ⁰C 25-40 ⁰C40-70 ⁰C >70 ⁰C
1,2
1.2.1 / (⁰C)
1.2.2 Selisih suhu <10 ⁰C 10-25 ⁰C 25-40 ⁰C40-70 ⁰C >70 ⁰C1,3
1.3.1 / (⁰C)
1.3.2 Selisih suhu <10 ⁰C 10-25 ⁰C 25-40 ⁰C40-70 ⁰C >70 ⁰C2 Body CT Berbeda antar fasa Tidak berbeda antar fasa
jika berbeda, bushing yang lebih panas pada fasa Fasa R
Fasa S
Fasa T
Beban sekunder saat pengukuran suhu Amp
Beban max yang pernah dicapai Amp
Konduktor & Klem
1oC – 3oC Investigasi lanjut
4oC – 15oC Rencanakan perbaikan
>16oC Perbaikan segera
Approval Pelaksana
(………………………………) (………………………………)
…………………………………………………………………………………………………………………………
Beda antar fasa
FORMULIR INSPEKSI LEVEL 1 CT ( THERMOVISI )
Fasa R
Fasa T
Fasa S
KOMPONEN YANG
DIPERIKSA
…………………………………………………………………………………………………………………………
Keterangan
…………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
<10 ⁰C : Kondisi Baik
Suhu Kawat penghantar/Klem bushing
…………………………………………………………………………………………………………………………
KONDISI PERALATAN
Suhu Kawat penghantar/Klem bushing
Suhu Kawat penghantar/Klem bushing
CATATAN :
10-25 ⁰C : Ukur 1 bulan lagi
25-40 ⁰C : Rencana Perbaikan
40-70 ⁰C : Perbaikan Segera
>70 ⁰C : Kondisi Darurat
::::::
PT. PLN ( PERSERO )
TRAFO ARUS
59
Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT
NOMOR DOKUMEN : TANGGAL : REVISI : HALAMAN :….. /……
UNIT : MERK / TYPE : NO. SERI :LOKASI GI : RATIO ARUS : PELAKSANA :BAY : TEGANGAN : TANGGAL :ALAT UJI : PERIODE HAR. : CUACA :
TINDAKAN KESIMPULAN
R S T R S T R S T
a. Primer - Tanah b. Sekunder 1 - Tanah c. Sekunder 2 - Tanah d. Sekunder 3 - Tanah e. Sekunder 4 - Tanah f. Primer - Sekunder 1 g. Primer - Sekunder 2 h. Primer - Sekunder 3 i. Primer - Sekunder 4 j. Sekunder 1 - Sekunder 2 k. Sekunder 1 - Sekunder 3 l. Sekunder 1 - Sekunder 4 m.Sekunder 2 - Sekunder 3 n. Sekunder 2 - Sekunder 4 o. Sekunder 3 - Sekunder 4Pengujian tahanan isolasi menggunakan alat uji tahanan isolasi 5 KV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder
Pengujian item 'b' s.d 'o', dilakukan pada kondisi khusus
Catatan : Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,........................................................................................................................................... ............................. ............................. ........................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
............................. ............................. .............................
FORM.4-1 CT
PENGUJIAN / PENGUKURAN TAHANAN ISOLASI CT
R ≥ 25.000 MΩ
TITIK UKUR StandardKONDISI AWAL (MΩ) HASIL AKHIR (MΩ)HASIL SEBELUMNYA (MΩ)
LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR
R ≥ 500 MΩ
R ≥ 500 MΩ
PT. PLN (PERSERO)P3B SUMATERA
UPT…..
PT. PLN (PERSERO)P3B SUMATERA
UPT…..
PT PLN (PERSERO)
NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN :TANGGAL : (pengesahan dokumen)
"Logo Standar Mutu"FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
PENGUJIAN/PENGUKURAN TAHANAN ISOLASI
PT. PLN (PERSERO)
TRAFO ARUS
60
Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT
NOMOR DOKUMEN : TANGGAL : REVISI : HALAMAN :….. /……
UNIT PELAKSANA : MERK / TYPE : NO. SERI :LOKASI GI : RATIO ARUS : PELAKSANA :BAY : TEGANGAN : TANGGAL :ALAT UJI : PERIODE HAR. : CUACA :
TITIK UKUR Standard TINDAKAN KESIMPULAN
Terminal Pentanahan (Ohm) R < 1 Ω
Catatan : Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,
........................................................................................................................................... ............................. ............................. .............................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
............................. ............................. .............................
HASIL SEBELUMNYA KONDISI AWAL KONDISI AKHIR
LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR FORM.4-4 CT
PENGUJIAN / PENGUKURAN TAHANAN PENTANAHAN CT
PT. PLN (PERSERO)P3B SUMATERA
UPT…..
PT. PLN (PERSERO)P3B SUMATERA
UPT…..
PT PLN (PERSERO)FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUSPENGUJIAN/PENGUKURAN TAHANAN PENTANAHAN
REVISI : HALAMAN :TANGGAL : (pengesahan dokumen)
"Logo Standar Mutu"
TRAFO ARUS
61
Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT
NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN : …. / …..
UNIT PELAKSANA : BURDEN :
GARDU INDUK : RATIO :
BAY : CLASS :
MERK/TYPE : NO. SERI :
TEGANGAN : PELAKSANA :
ALAT UJI : CORE :
TANGGAL :
5 % In 20 % In100 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In
I Sekunder (A)
I Sekunder Teori (A)
Ratio (Ip/Is)
Standar batasan kesalahan :
Catatan
Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,............................. ............................. .............................
............................. ............................. .............................
LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR
PENGUJIAN / PENGUKURAN RATIO CT
FORM.4-2 CT
Current Error (%) *)
I Peng. Kontrol panel (A)
TARUS UJI R S
I Primer (A)
MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 18 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 21 Maret 2005MENGETAHUI PAREPARE, 17 Maret 2005MENGETAHUI
Curent Error % = (kn*Is-Ip)/Ip * 100Kn =Rated transformer ratio
Is =Arus actual sekunderIp =Arus actual primer
PT PLN (PERSERO)
NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN :TANGGAL : (pengesahan dok)
"Logo Standar Mutu"FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
PENGUJIAN/PENGUKURAN RATIO
Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering
Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Proteksi
5 20 100 120 5 20 100 1200,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 50,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 100,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 301,0 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60
KelasKetelitian
+/- % Kesalahan RasioArus pada % dari
Arus Pengenal
+/- Pergeseran Fase pada% dari Arus PengenalMenit (1/60 derajat)
1 5 20 100 120 1 5 20 100 1200,2S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 100,5S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30
KelasKetelitian
+/- % Kesalahan RasioArus pada % dari
Arus Pengenal
+/- Pergeseran Fase pada% dari Arus PengenalMenit (1/60 derajat)
5P10P
Kesalahan Kompositpada batas ketelitianArus Primer Pengenal
(%)
± 1
± 3
± 60
-510
KelasKetelitian
Pada Arus Pengenal
Kesalahan Rasio(%)
Kesalahan Sudut(menit)
TRAFO ARUS
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 ARUSPENGUJIAN/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
Tega
ngan
(Vol
t)
Arus (Amps)
Kurva Kejenuhan CT
Inti 1 Inti 2
TRAFO ARUS
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 DIUJIKarakteristik 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 NORMALH2 < 150 ppm
CH2 < 25CH2 < 10CH2 < 20CO < 500CO2 < 10.000N2 < 1 - 10 %O2 < 0,2 - 0,35 %
Catatan : Mengetahui, Pengawas Pekerjaan, Pelaksana Pekerjaan,........................................................................................................................................... ............................. ............................. ........................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
............................. ............................. .............................
PELAKSANA
B
NO URAIAN KEGIATAN A C U A NHASIL
SEBELUMNYA KONDISI AWAL TINDAKAN KONDISI AKHIR KESIMPULAN
PT PLN (PERSERO)FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS
KUALITAS MINYAK ISOLASI DAN DGA
NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN :TANGGAL : (pengesahan dokumen)
"Logo Standar Mutu"
TRAFO ARUS
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 NHASIL
SEBELUMNYA KONDISI AWAL TINDAKAN KONDISI AKHIR KESIMPULAN PELAKSANA
PT PLN (PERSERO)FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS
TANGEN DELTA
NOMOR DOKUMEN : REVISI : HALAMAN :TANGGAL : (pengesahan dokumen)
"Logo Standar Mutu"
TRAFO ARUS
65
Lampiran 13 Standar Alat Uji CT
Per UPT / Sektor / Divisi Per Tragi / Unit GI Per GI1 Multimeter 1 Alat ukur tegangan2 Megger Digital 500 V - 5kV 1 Alat uji tahanan isolasi3 Tang Ampere 1 Alat ukur arus4 Thermal Image 1 1 Alat monitor temperatur5 Breakdown Voltage (Oil) 1 Alat uji tegangan tembus pada minyak6 Power Factor / Tan delta test 1 Alat uji tangen delta7 Multicore ratio meter CT 1 Alat uji ratio CT8 Alat Ukur Pentanahan 1 Alat ukur tahanan pentanahan9 DGA (Gas Chromatolgraphy) 1 Alat uji kandungan gas pada minyak10 Oil Quality test 1 alat uji karakteristik minyak
STANDAR ALAT UJI CTNo Peralatan Keterangan
TRAFO ARUS
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
melalui alat ukur terpasang
TRAFO ARUS
67
DAFTAR PUSTAKA
1. IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision andmaintenance 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 Equipmentfailures 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.