Makalah Seminar Kerja Praktek

ANALISA JENIS KEGAGALAN TRANSFORMER BERDASARKAN

HASIL UJI DGA DENGAN METODE ROGER’S RATIO

PLTU TAMBAK LOROK

Muhammad Faishal A. R. (L2F 007 051)

Jurusan Teknik Elektro Universitas Diponegoro

Jl. Prof. Sudharto, Tembalang, Semarang, Indonesia

E-mail : Faishal89@gmail.com

Abstrak

Permasalahan yang umum pada operasional transformator daya adalah timbulnya kegagalan (failure), baik

kegagalan termal maupun kegagalan elektris. Kegagalan termal dan kegagalan elektris umumnya menghasilkan

gas-gas berbahaya yang biasa dikenal sebagai fault gas. Kebanyakan transformator daya biasanya menggunakan

minyak isolator yang fungsinya selain sebagai pendingin juga untuk melarutkan gas-gas berbahaya tersebut agar

tidak beredar bebas. Mengindentifikasi jenis dan jumlah konsentrasi gas yang terlarut pada minyak dapat

memberikan informasi akan adanya indikasi kegagalan yang terjadi pada transformator. Metode untuk

mengidentifikasi dan menganalisis gas-gas terlarut pada minyak disebut sebagai metode DGA (Dissolved Gas

Analysis)

Pada Laporan kerja praktek ini, penulis akan membahas tentang jenis kegagalan transformer pada PT

Indonesia Power UBP Semarang setelah dilakukan uji DGA pada sampel minyak trafo oleh pihak PT Indonesia

Power. Analisa jenis kegagalan generator transformer ini akan menggunakan metode interpretasi uji DGA yaitu

roger’s ratio. Roger’s ratio adalah metode interpretasi uji DGA dengan menggunakan magnitude rasio lima jenis

fault gas yaitu C2H2/C2H4, CH2/H2, C2H4/C2H6

Dengan diketahuinya jenis kegagalan pada transformator daya melalui uji DGA dengan menggunakan metode

roger’s maka akan dapat dilakukan tindakan lebih lanjut pada minyak trafo sebagai media insulator dan pendingin

trafo. Tindakan pemeliharaan minyak trafo ini dapat dilakukan dengan melakukan cleaning, rekondisi, maupun

reklamasi.

Kata kunci: transformator daya , fault gas, uji DGA, metode roger’s ratio

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Transformator adalah peralatan

listrik yg sangat vital dalam pembangkitan

energi listrik, untuk itu keandalannya harus

tetap terjaga agar proses penyaluran energi

listrik berjalan lancar. Untuk menjaga

keandalan dari transformer perlu dilakukan

suatu pengujian untuk mengetahui keadaan

dari transformer tersebut, salah satunya

dengan melakukan uji DGA (Dissolved gas

Analysis) yaitu menganalisis kandungan-

kandungan gas yang berada pada minyak

trafo. Setelah dilakukan uji DGA maka akan

dilakukan interpretasi data untuk

mengetahui keadaan dari transformer

tersebut.

1.2 Tujuan Menganalisis jenis kegagalan

transformer dengan menggunakan metode

Roger’s ratio berdasrkan hasil uji DGA

(Dissolved Gas Analysis)

1.3 Pembatasan Masalah

1. Transformator tenaga beserta bagian-

bagiannya.

2. Analisa Jenis Kegagalan Transformator

berdasarkan hasil uji DGA dengan

menggunakan Roger’s Ratio

II. TRANSFORMATOR TENAGA

2.1 Pengertian Transformator Transformator tenaga adalah suatu

peralatan tenaga listrik yang berfungsi untuk

menyalurkan tenaga/daya listrik dari tegangan

tinggi ke tegangan rendah atau sebaliknya

Dalam sistem PLTU terdapat tiga

macam transformator, yaitu :

1. MAT (Main Auxiliary Transformer)

MAT (Main Auxiliary Transformer)

adalah trafo utama untuk pemakaian sendiri

yang dipasang paralel dengan trafo

generator, berfungsi untuk menurunkan

tegangan pembangkitan 18 KV menjadi 4.16

KV. Pada saat sistem keadaan normal

seluruh kebutuan tenaga listrik untuk

peralatan listrik maupun penerangan disuplai

oleh trafo ini.

2. RAT (Reserve Auxiliary Transformer)

PLTU Tambak Lorok mempunyai 2 set

trafo cadangan yang diparalelkan. Bila

generator mengalami ganguan atau over

houl sehingga trafo utama tidak berfungsi

maka daya listrik untuk start-up pembangkit

disuplai dari bus 150 KV melalui trafo

cadangan ini. Jadi trafo ini menurunkan

tegangan dari 150 KV menjadi 4160 V.

3. Trafo generator (Generator Transformer)

Trafo generator (Generator

Transformer) berfungsi menaikkan tegangan

pembangkitan 18 KV menjadi 150 KV yang

dipasok pada bus A dan B 150 KV yang

berhubungan langsung dengan saluran

transmisi, pada sistem interkoneksi se Jawa.

Gambar 1.Trafo Generator

2.2 Bagian Transformator Transformator terdiri dari :

a. Bagian Utama.

1) Inti Besi

Berfungsi untuk mempermudah jalan

fluksi, yang ditimbulkan oleh arus listrik

yang melalui kumparan.Dibuat dari

lempengan-lempengan besi tipis yang

berisolasi, untuk mengurangi panas (sebagai

rugi-rugi besi) yang ditimbulkan oleh Eddy

Current.

2) Kumparan Transformator Adalah beberapa lilitan kawat berisolasi

yang membentuk suatu kumparan.

Kumparan tersebut terdiri dari kumparan

primer dan kumparan sekunder yang

diisolasi baik terhadap inti besi maupun

terhadap antar kumparan dengan isolasi

padat seperti karton, pertinak dan lain-lain.

Kumparan tersebut sebagai alat transformasi

tegangan dan arus.

3) Minyak Transformator Sebagian besar kumparan-kumparan dan

inti trafo tenaga direndam dalam minyak

trafo, terutama trafo-trafo tenaga yang

berkapasitas besar, karena minyak trafo

mempunyai sifat sebagai isolasi dan media

pemindah, sehingga minyak trafo tersebut

berfungsi sebagai media pendingin dan

isolasi.

4) Bushing Hubungan antara kumparan trafo ke

jaringan luar melalui sebuah bushing yaitu

sebuah konduktor yang diselubungi oleh

isolator, yang sekaligus berfungsi sebagai

penyekat antara konduktor tersebut dengan

tangki trafo.

Gambar 2. Bushing Transformator

5) Tangki – Konservator Pada umumnya bagian-bagian dari trafo

yang terendam minyak trafo berada

(ditempatkan) dalam tangki. Untuk

menampung pemuaian minyak trafo, tangki

dilengkapi dengan konservator.

Gambar 3. Konservator Trafo

b. Peralatan Bantu

1) Pendingin Pada inti besi dan kumparan-kumparan

akan timbul panas akibat rugi-rugi besi dan

rugi-rugi tembaga. Bila panas tersebut

mengakibatkan kenaikan suhu yang

berlebihan, akan merusak isolasi (di dalam

transformator). Maka untuk mengurangi

kenaikan suhu transformator yang

berlebihan maka perlu dilengkapi dengan

alat/ sistem pendingin untuk menyalurkan

panas keluar transformator

Pada cara alamiah (natural), pengaliran

media sebagai akibat adanya perbedaan suhu

media dan untuk mempercepat perpindahan

panas dari media tersebut ke udara luar

diperlukan bidang perpindahan panas yang

lebih luas antara media (minyak-udara/gas),

dengan cara melengkapi transformator

dengan sirip-sirip (Radiator).

Gambar 4. Radiator sebagai Pendingin

Bila diinginkan penyaluran panas yang

lebih cepat lagi, cara natural/alamiah

tersebut dapat dilengkapi dengan peralatan

untuk mempercepat sirkulasi media

pendingin dengan pompa-pompa sirkulasi

minyak, udara dan air. Cara ini disebut

pendingin paksa (Forced).

Gambar 5. kipas pendingin transformator

2) Tap Changer (Perubah Tap) Tap changer adalah alat perubah

perbandingan transformasi untuk

mendapatkan tegangan operasi sekunder

yang lebih baik (diinginkan) dari tegangan

jaringan / primer yang berubah-ubah. Tap

changer yang hanya bisa beroperasi untuk

memindahkan tap transformator dalam

keadaan transformator tidak berbeban

disebut “Off Load Tap Changer” dan hanya

dapat dioperasikan manual.

Transformator Generator, MAT, RAT

mempunyai pengubah tap tanpa beban.

3) Alat Pernapasan (Silicagel). Karena pengaruh naik turunnya beban

transformator maupun suhu udara luar, maka

suhu minyak pun akan berubah-ubah

mengikuti keadaan tersebut.

Bila suhu minyak tinggi, minyak akan

memuai dan mendesak udara di atas

permukaan minyak keluar dari tangki,

sebaliknya apabila suhu minyak turun,

minyak menyusut maka udara luar akan

masuk ke dalam tangki. Kedua proses di atas

disebut pernapasan transformator.

Akibat pernapasan transformator

tersebut maka permukaan minyak akan

selalu bersinggungan dengan udara luar.

Udara luar yang lembab akan menurunkan

nilai tegangan tembus minyak transformator,

maka untuk mencegah hal tersebut, pada

ujung pipa penghubung udara luar

dilengkapi dengan alat pernapasan, berupa

tabung kaca berisi kristal zat hygroskopis

sehingga dapat dilihat warnanya.

Gambar 6. Alat Pernafasan Trafo

4) Indikator.

Untuk mengawasi selama transformator

beroperasi, maka perlu adanya indicator pada

transformator sebagai berikut:

- Indikator suhu minyak

- Indikator permukaan minyak.

- Indikator sistem pendingin.

- Indikator kedudukan tap.

c. Peralatan proteksi

1) Rele Bucholz Rele bucholz adalah alat/rele untuk

mendeteksi dan mengamankan terhadap

gangguan di dalam transformator yang

menimbulkan gas

2) Pengaman Tekanan Lebih (Explosive

Membrane/Pressure-Relief Vent)

Alat ini berupa membrane yang dibuat

dari kaca, plastik, tembaga atau katup

berpegas, berfungsi sebagai pengaman

tangki transformator terhadap kenaikan

tekanan gas yang timbul di dalam tangki

(yang akan pecah pada tekanan tertentu) dan

kekuatannya lebih rendah dari kekuatan

tangki transformator.

3) Rele Tekanan Lebih (Sudden Pressure

Relay) Rele ini berfungsi hampir sama seperti

rele Bucholz, yakni pengaman terhadap

gangguan di dalam transformator. Bedanya

rele ini hanya bekerja oleh kenaikan tekanan

gas yang tiba-tiba dan langsung

menjatuhkan PMT

4) Rele Differensial Berfungsi mengamankan transformator

dari gangguan di dalam transformator antara

lain, Flash Over antara kumparan dengan

kumparan atau kumparan dengan tangki atau

belitan dengan belitan di dalam kumparan

ataupun beda kumparan.

5) Rele Arus Lebih Berfungsi mengamankan transformator

dari arus yang melebihi dari arus yang telah

diperkenankan lewat dari transformator

tersebut dan arus lebih ini dapat terjadi oleh

karena beban lebih atau gangguan hubung

singkat.

6.)Rele Tangki Tanah Berfungsi untuk mengamankan

transformator bila ada hubung singkat antara

bagian yang bertegangan dengan bagian

yang tidak bertegangan pada transformator.

7.)Rele Hubung Tanah Berfungsi untuk mengamankan

transformator bila terjadi gangguan satu

phasa ke tanah.

8) Rele Termis Berfungsi untuk mencegah/mengamankan

transformator dari kerusakan isolasi

kumparan, akibat adanya panas lebih yang

ditimbulkan akibat arus lebih. Besarnya

yang diukur di dalam rele ini adalah

kenaikan temperatur.

d. Peralatan Tambahan untuk

Pengaman Transformator

Pemadam kebakaran (transformator -

transformator besar ) Sistem pemadam

kebakaran yang modern pada transformator

saat sekarang sudah sangat diperlukan.

Fungsi yang penting untuk mencegah

terbakarnya trafo. Penyebab trafo terbakar

adalah karena gangguan hubung singkat

pada sisi sekunder sehingga pada trafo akan

mengalir arus maksimumnya. Jika proses

tersebut berlangsung cukup lama karena rele

tidak operasi dan tidak operasinya rele juga

sebagai akibat salah menyetel waktu

pembukaan PMT, rele rusak, dan sumber

DC yang tidak ada serta kerusakan wiring.

III. Uji DGA (Dissolved gas Analysis)

3.1 Pengertian DGA

Definisi DGA : “ analisa kondisi

transformator yang dilakukan berdasarkan

jumlah gas terlarut pada minyak trafo”

Pengujian DGA adalah salah satu langkah

perawatan preventif (preventive maintenance)

yang wajib dilakukan dengan interval pengujian

paling tidak satu kali dalam satu tahun

(annually).

Dilakukan dengan mengambil sampel

minyak dari unit transformator kemudian gas-

gas terlarut ( dissolved gas) tersebut diekstrak

untuk diidentifikasikan komponen-komponen

individualnya.

Pengujian DGA akan memberikan

informasi-informasi terkait akan kesehatan dan

kualitas kerja transformator secara keseluruhan.

Keuntungan Uji DGA : Deteksi dini akan

adanya fenomena kegagalan yang ada pada

transformator yang diujikan

Kelemahan Uji DGA : Diperlukan tingkat

kemurnian yang tinggi dari sampel minyak yang

diujikan

3.2 Langkah Uji DGA

3.3 Metode Ekstraksi Gas

1. Gas Chromatograph

Teknik memisahkan zat-zat tertentu dari sebuah

senyawa gabungan berdasarkan tingkat

penguapannya (volatility).

Gambar 7. Metode Gas Chromatograph

2. Photo Acoustic Spectroscopy

Dengan radiasi gelombang elektromagnetik

dalam menentukan konsentrasi gas terlarut.

Gambar 8. Metode PAS

3.4 Jenis Kegagalan Transformator

Dari berbagai kasus kegagalan (fault) yang

terjadi pada transformator dan terdeteksi melalui

uji DGA, maka kegagalan pada transformator

dapat digolongkan menjadi beberapa kelas :

PD = Discharge sebagian

D1 = Discharge energi rendah

D2 = Discharge energi tinggi

T1 = Thermal faults pada temp<300oC

T2 = Thermal Faults pada temp

300oC<T<700

oC

T3 = Thermal Faults pada tempe > 700oC

Zona DT = campuran termal dan electrical fault.

3.5 Metode Interpretasi data uji DGA

Terdapat beberapa metode untuk melakukan

interpretasi data dan analisis seperti yang

tercantum pada IEEE std.C57 – 104.1991 dan

IEC 60599, yaitu :

1. Standar IEEE (TDCG)

Analisa jumlah total gas terlarut yang mudah

terbakar / TDGC (Total Dissolved Gas

Analysis) akan menunjukkan keadaan

transformator

*) karbondioksida (CO2) saja yang tidak

termasuk kategori TDCG.

Standar IEEE akan menetapkan tindakan operasi

yang harus dilakukan pada berbagai kondisi

2. Key Gas

Key gas didefinisikan oleh IEEE std.C57 –

104.1991 sebagai gas-gas yang tebentuk pada

transformator pendingin minyak yang secara

kualitatif dapat digunakan untuk menentukan

jenis kegagalan yang terjadi, berdasarkan jenis

gas yang khas atau lebih dominan terbentuk

pada berbagai temperatur.

3. Roger’s Ratio

Magnitude rasio lima jenis fault gas digunakan

untuk menciptakan tiga digit kode. Kode-kode

tersebut akan menunjukkan indikasi dari

penyebab munculnya fault gas. Beberapa catatan

(note) mengenai interpretasi dari tabel rasio

roger :

1.Ada kecenderungan rasio C2H2/C2H4 naik dari

0,1 s.d > 3 dan rasio C2H4/C2H6 untuk naik dari

1-3 s.d > 3 karena meningkatnya intensitas

percikan (spark). Sehingga kode awalnya bukan

lagi 0 0 0 melainkan 1 0 1

2.Gas yang timbul mayoritas dihasilkan oleh

proses dekomposisi kertas, sehingga muncul

angka 0 pada kode rasio roger.

3.Kondisi kegagalan ini terindikasi dari naiknya

konsentrasi fault gas. CH4/H2 normalnya bernilai

1, namun nilai ini tergantung dari berbagai

faktor seperti kondisi konservator, selimut N2,

temperatur minyak dan kualitas minyak.

4.Naiknya nilai C2H2 (lebih dari nilai yang

terdeteksi), pada umumnya menunjukkan adanya

hot-spot dengan temperatur lebih dari 7000C,

sehingga timbul arching pada transformator. Jika

konsentrasi dan rata-rata pembentukan gas

asetilen naik, maka transformator harus segera

diperbaiki (de-energized). Jika dioperasikan

lebih lanjut kondisinya akan sangat berbahaya.

5.Transformator dengan OLTC (On-Load Tap

Changer) bisa saja menunjukkan kode 2 0 2

ataupun 1 0 2 tergantung jumlah dari pertukaran

minyak antara tangki tapchanger dan tangki

utama.

Selain rasio pada tabel 5.4, seringkali

diguanakan rasio lain seperti rasio CO2/CO.

Rasio ini digunakan untuk mendeteksi

keterlibatan isolasi kertas pada fenomena

kegagalan. Normalnya rasio CO2/CO bernilai

sekitar 7. Jika rasio < 3, ada indikasi yang kuat

akan adanya kegagalan elektrik sehingga

menimbulkan karbonisasi pada kertas (hot-spot

atau arcing dengan temperatur >2000C). Jika

rasio > 10, mengindikasikan adanya kegagalan

thermal pada isolasi kertas pada belitan.

4.Duval’s Triangle

Koordinat segitiga :

% CH4 = CH4 / (CH4+C2H4+C2H2)*100%

% C2H4= C2H4 (CH4+C2H4+C2H2)*100%

% C2H2= C2H2 / (CH4+C2H4+C2H2)*100%

Kode gangguan yang dapat dideteksi dengan

Dissolved Gas Analysis (DGA) menggunakan

metode segitiga ini:

• PD = Dischrge sebagian

• D1 = Discharge energi rendah

• D2 = Discharge energi tinggi

• T1 = Thermal faults pada temperature <

300oC

• T2 = Thermal Faults pada temperature

300oC<T<700

oC

• T3 = Thermal Faults pada temperatur >

700oC

• Zona DT = campuran termal dan

electrical fault.

IV. Analisa Jenis Kegagalan Transformer

dengan Metode Roger’s.

1. Kondisi Transformer On-Load

Analisa Karakteristik Minyak dan TDCG :

- Warna minyak telah berada di bawah ambang

standar yaitu sebesar 4,0, sedangkan dengan

mengacu pada standar ASTMD 1500 batas

standar warna adalah 3,5.

- Kadar air dalam minyak trafo yang diuji sudah

berada di bawah ambang standar yaitu sebesar

24,2300 ppm. Sedangkan menurut standar

ASTM D 1533 ambang batas kadar air pada

transformator dengan tegangan 150 KV adalah

<20 ppm.

- Uji DGA dengan metode TDCG 1425 ppm,

seharusnya normal 720 ppm. Ini menunjukkan

kondisi trafo berada pada kondisi 2 yang berarti

harus dilakukan pengujian DGA kembali setiap

6 bulan, dan direkomendasikan untuk segera

dilakukan filtering minyak.

Analisa Roger’s Ratio :

Nilai perbandingan fault gas dan digit kodenya

(Transformer On-Load)

- Dari tabel diketahui perbandingan fault gas

C2H2/C2H4 sebesar 0,0125, CH4/H2 sebesar

0,0427 dan C2H4/C2H6 sebesar 5. Dengan

mengacu pada kode range rasio tabel roger’s

didapatkan kode 0 0 2. Digit kode 0 0 2 tidak

terdapat pada tabel analisis menurut roger’s.

Munculnya kode 0 ini diakibatkan oleh gas-gas

yang timbul mayoritas dihasilkan oleh proses

dekomposisi kertas. Akan tetapi, bila dilihat dari

data fault gas, terdapat produksi gas CO dan

CO2 yang begitu besar, permasalahan ini

disebabkan karena overheating pada isolasi

konduktor dan melibatkan isolasi kertas.

Munculnya permasalahan ini bisa dijadikan

pendekatan sesuai dengan tabel analisis roger’s

dengan kode 0 0 1 yang mengindikasikan

adanya kegagalan thermal < 1500C.

- Selain Berdasarkan tabel analisis roger’s ratio,

juga digunakan rasio lain yaitu rasio CO2/CO.

Rasio ini digunakan untuk mendeteksi

keterlibatan isolasi kertas pada fenomena

kegagalan. Normalnya rasio CO2/CO adalah

bernilai 7. Berdasarkan uji DGA yang telah

dilakukan terdapat gas CO2 yang besarnya 8855

ppm dan CO sebesar 885 ppm. Sehingga rasio

CO2/CO adalah 8855/885 = 10,005. Hal ini

sekaligus menguatkan bahwa terdapat kegagalan

thermal pada isolasi kertas pada belitan trafo.

2. Kondisi Transformer No-Load

Analisa Karakteristik Minyak dan TDCG :

- Untuk warna minyak telah berada di bawah

ambang standar yaitu sebesar 4,0, sedangkan

dengan mengacu pada standar ASTMD 1500

batas standar warna adalah 3,5.

- Kadar air dalam minyak trafo yang diuji sudah

berada di bawah ambang standar yaitu sebesar

24,20 ppm. Sedangkan menurut standar ASTM

D 1533 ambang batas kadar air pada

transformator dengan tegangan 150 KV adalah

<20 ppm.

- Uji DGA dengan metode TDCG 971 ppm,

seharusnya normal 720 ppm. Ini menunjukkan

kondisi trafo berada pada kondisi 2 yang berarti

harus dilakukan pengujian DGA kembali setiap

6 bulan, dan direkomendasikan untuk segera

dilakukan filtering minyak.

Analisa Roger’s Ratio :

Nilai perbandingan fault gas dan digit kodenya

(Transformer No-Load)

- Pada nilai perbandingan fault gas C2H2 / C2H4

digunakan pernbandingan 1 / 63,76, padahal

nilai C2H2 = 0, hal ini dikarenakan menurut

aturan roger’s detection limit untuk gas C2H2

adalah 1 ppm. Sedangkan untuk nilai H2

detection limitnya adalah sebesar 5 ppm.

- Dari tabel diketahui perbandingan fault gas

C2H2/C2H4 sebesar 0,015, CH4/H2 sebesar 1,236

dan C2H4/C2H6 sebesar 37,06. Dengan mengacu

pada kode range rasio tabel roger’s didapatkan

kode 0 2 2. Digit kode 0 2 2 pada tabel analisis

roger’s menunjukkan bahwa pada transformator

telah terjadi kegagalan thermal >7000C.

- Percikan bunga api korona menyebabkan kadar

karbon pada minyak isolasi meningkat dan

menyebabkan munculnya gelembung-

gelembung gas N2 dan O2 pada minyak isolasi

tersebut.

V. Pencucian/Pemurnian Minyak

- Recondition (Memperbaharui Minyak) : Suatu

cara atau proses untuk menghilangkan

kelembaban (kandungan air) dan material yang

keras (Solid) dengan cara mekanis.

- Reklamasi (Mengembalikan Kemurnian

Minyak): Suatu cara atau proses yang

menghasilkan kandungan kimia di dalam

minyak berubah. Cara ini dengan menambah

bahan-bahan kimia (asam, basa ataulainnya).

VI. Penutup

1. Kesimpulan

- Pengujian DGA secara harfiah dapat diartikan

sebagai analisis kondisi transformator yang

dilakukan berdasarkan jumlah gas terlarut pada

minyak trafo.

- Hasil uji DGA dengan metode TDCG

menunjukkan trafo dalam kondisi 2 dan harus

dilakukan pengujian DGA setiap 6 bulan, segera

dilakukan filtering minyak.

- Pada pengujian pertama dengan metode roger’s

ratio jenis kegagalan yang terdeteksi pada

transformer adalah kegagalan thermal <1500C.

- Pada pengujian kedua dengan metode roger’s

ratio mengindikasikan jenis kegagalan thermal

>7000C.

- Perbedaan ini disebabkan adanya

kekurangakuratan dalam pengambilan sampel

minyak. Untuk itu perlu dilakukan pengujian

lanjutan dan berkala untuk mendapatkan data

sampel minyak yang valid dan akurat.

2. Saran

- Perlu dilakukan perawatan dan pengujian

transformer secara berkala, untuk tetap menjaga

keandalan dari transformer.

DAFTAR PUSTAKA

[1] Manual Book Power Transformer PLTU

Tambak Lorok Unit III, Mitsubhisi Electric

[2] IEC Standar No. 60156, 60422, 60599

[3] SPLN 49_1 : 1982, Pedoman Penerapan

Spesifikasi dan Pemeliharaan Minyak Isolasi

[4] Transformer Maintenance, United States

Department of The Interior Bureau Of

Reclamation, Denver Clorado, 2000

[5] PT PLN, “Panduan Pemeliharaan Trafo

Tenaga”, Jakarta : PT PLN P3B, 2003

[6] Hardityo Rahmat.2008. “Tugas Akhir :

Deteksi dan Analisis Kegagalan Transformator

Dengan Metode Analisis Gas Terlarut”. Jakarta :

FT UI

[7] PT PLN, “ Presentasi Analisa Minyak

Trafo”, Jakarta : PT PLN P3B, Forum

Enjinering 2007

BIODATA

Muhammad Faishal A. R.

Penulis yang lahir di

Rembang, 20 Oktober 1989

mempunyai riwayat

pendidikan di MI-

Annashriyyah, SMPN 4

Semarang, SMAN 11

Semarang dan saat ini

sedang menjalankan studi

strata 1 di Teknik Elektro

Universitas Diponegoro konsentrasi teknik

tenaga listrik.

Pembimbing Penulis

Karnoto ST., MT M. Faishal A. R