Buku Pedoman Pemeliharaan -...

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


Arus Pengenal


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


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


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


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





>10ppm Poor


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


hubungi manufacturer dan monitor

- Bila acidity tetap tinggi laksanakan

penggantian CT

>0.15 Poor


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





>0.03 Poor


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


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



7. Pengujian Flash Point

Perubahan <10% Good - Normal

Perubahan >10% Poor - Laksanakan penggantian minyak



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


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


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


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



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



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



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


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


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


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


terpasangRusak

Ada

catatan



3

3.1


terpasangRusak

Ada

catatan



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



2.2


3

3.1



3.2


CATATAN :

Approval Pelaksana

(………………………………) (………………………………)

FASA S

GROUNDING

STRUKTUR MEKANIK

FASA T

GROUNDING

STRUKTUR MEKANIK

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………

FASA R

GROUNDING

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………


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


3

3,1


CATATAN :

Approval Pelaksana

(………………………………) (………………………………)

…………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………………………………………………………………


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



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…..


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


UPT…..


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


Arus Pengenal


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


Arus Pengenal


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


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 %


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

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

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

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


"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


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

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

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

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


"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.

Buku Pedoman Pemeliharaan -...

Documents

Transcript of Buku Pedoman Pemeliharaan -...