1

MANAJEMEN ASSET, UPAYA MEMPERTAHANKAN UNJUK KERJA TRANSFORMATOR TERHADAP PENGARUH

HARMONISA PADA SISTEM TENAGA LISTRIK (Studi kasus di PT PLN (Persero) P3B Region Jakarta & Banten)

Sumaryadi, Nim : 23207320 Program Studi Magister Teknologi dan Bisnis Kelistrikan, STEI Institut Teknologi Bandung

Jalan Ganesha Bandung, Indonesia e-mail : sumaryadi@pln-jawa-bali.co.id

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia

Abstract— Manajemen asset adalah model pengelolaan asset yang bertujuan untuk lebih mengoptimalkan sumber daya yang dimiliki oleh perusahaan, keberhasilan manajemen asset bergantung kepada kemampuan menentukan komponen kritis pada suatu perlatan serta bagaimana mendefinisikan kondisinya, metode yang digunakan adalah Failure Mode Effect Analysis (FMEA) dan Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA). Hasil kajian FMEA dan FMECA pada transformator diwilayah kerja PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dan diperkuat data International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003 komponen kritis trasformator pada subsistem isolasinya, sehingga yang perlu dilakukan adalah mencari penyebab terjadinya kegagalan pada subsistem isolasi transformator.

Distorsi harmonisa arus yang berasal dari beban non linier transformator, adalah salah satu aspek yang dapat menyebabkan terjadinya kenaikan temperatur pada belitan transformator, karena meningkatnya rugi-rugi berbeban sehingga terjadi pembatasan kemampuan (de-rating) dan menyebabkan terjadinya laju penuaan relatif (relative ageing rate) pada isolasi kertas belitan transformator.

Dalam tulisan ini diulas pengaruh distorsi harmonisa arus pada beban terhadap unjuk kerja transformator serta upaya apa saja yang dapat dikendalikan oleh pengelola asset dalam rentang resiko yang masih dapat diterima dan dikendalikan.

Kata Kunci : Manajemen aset, FMEA, FMECA, harmonisa, de-rating transformator

I. PENDAHULUAN

Batasan atau target tingkat mutu pelayanan kepada konsumen yang ditetapkan oleh pemilik perusahaan tertuang dalam Key Performance Indicator (KPI) merupakan indikator keberhasilan mengelola asset-asetnya. Pengetahuan dan keterampilan pegawai, keuangan dan aktiva fisik merupakan asset-asset yang berharga bagi perusahan, oleh karena itu perlu dilakukan pengaturan ketiga sumber tersebut dalam manajemen aset (asset management), tujuannya untuk mengoptimalkan sumber daya yang dimiliki oleh perusahaan untuk mencapai hasil yang lebih efektif dan effisien.

Transformator sebagai salah satu asset perusahaan mempunyai yang sangat penting dan vital bagi system

ketenagalistrikan, sehingga keamanan dan keandalannya senantiasa harus terjaga. Dalam mencapai tingkat mutu pelayanan banyak faktor yang dapat mempengaruhi unjuk kerja transformator akibat penerapan pola operasi dan pola pemeliharaan yang tidak sesuai dengan desain teknis dan kondisi serta lingkungan dimana transformator tersebut ditempatkan. Salah satunya adalah panas yang berlebih yang mengakibatkan terjadinya titik terpanas (hot spot) pada belitan yang dapat ditimbulkan dari berbagai sebab, antara lain : Hubung singkat antar belitan atau dengan inti besi, harmonisa karena beban-beban yang tidak linier atau terjadi partial discharge.

II. MANAJEMEN ASET

Gambar 1 Mengatur resiko dalam asset manajemen

Kajian kondisi terhadap transformator merupakan inti dari keberhasilan proses manajemen asset untuk mengambil keputusan. Apakah peralatan akan terus dioperasikan dengan resiko tertentu yang telah diperhitungkan, atau dilakukan perbaikan pada bagian peralatan atau komponen yang terganggu saja dengan type, jenis serta pola operasi yang sama dengan sebelumnya, atau melakukan perbaikan perbaikan peralatan yang terganggu, atau dikembalikan kepada posisi semula, mengganti bagian peralatan atau komponen dengan type, jenis serta pola operasi yang berbeda dengan sebelumnya, melakukan mordernisasi peralatan terpasang dengan produk

2

yang menggunakan teknologi terbaru. Semua itu dipilih dengan melakukan perhitungan tingkat kemungkinan (probabilitas) terjadinya dan konsekuensi atas resiko keputusan yang diambil.

Metoda yang dilakukan untuk penilaian kondisi (condition assesment) juga menentukan keberhasilan dalam pelaksanaan manajemen aset. CIGRÉ working group A2.18 yang membahas Life Management techniqes for transformer [3], Menggunakan beberapa methode pendekatan yang dilakukan dalam menentukan penilaian kondisi peralatan, baik yang dilakukan secara manual maupun secara otomatis adalah :

1. Mengkuantifikasikan kondisi ketidaksempurnaan, dengan melakukan pengembangan model proses phisik kemungkinan munculnya ketidaksempurnaan peralatan terpasang, sehingga dapat didefinisikan bagaimana karakteristik serta kondisi ketidaksempurnaan tersebut.

2. Sidik jari (fingerprint) untuk menentukan kesimpulan, dimana kesimpulan dari hasil pengujian merupakan data untuk urutan penilaian (assesment) kondisi asset untuk periode berikutnya. Dalam kasus ini kesimpulan serta referensi yang digunakan dapat diberlakukan untuk seluruh tranformator dengan desain dan type yang sama, dan ini sering disebut sebagai kesimpulan sidik jari (fingerprint).

3. Analisa tren (trend analysis), data hasil pengujian secara periodik dilakukan analisa untuk mengetahui polanya, sehingga setiap ada perubahan atau ketidaksempurnaan dapat diketahui tingkat kecenderungannya. Sebaiknya data yang diolah tidak bersumber dari satu metode sampling data saja agar dapat dibandingkan, hasil perbandingan akan memperkuat keputusan apabila saling mendukung, akan tetapi perlu dilakukan kajian lebih lanjut apabila kesimpulannya tidak saling mendukung.

4. Analisa statistik, merupakan bagian terpenting dari asset management untuk menentukan tindakan atau kebijakan yang harus dilakukan terhadap transformator. Infomasi yang diperoleh dari hasil pengukuran, monitoring dan pengujian dapat dihitung kemungkinan atau probabilitas kelainan atau ketidaksempurnaan peralatan.

Untuk mendapatkan komponen kritis dari system tranformator, dimulai dengan mengenali sub system. Mengacu kepada CIGRE 227 Working group A2.18, transformator dibagi menjadi 9 subsistem yaitu :

a) Bushing. b) Cooling system atau system pendingin. c) Oil Preservation and Expansion d) Protection atau system pengaman. e) Dielectric atau system isolasi. f) On Load Tap Changer g) Mechanical Structure h) Electromagnetic Circuit i) Current carrying circuit.

Subsistem tersebut merupakan pendukung utama dari system yaitu transformator, kegagalan yang mungkin saja terjadi pada subsistem serta menyebabkan system terganggu fungsinya, demikian juga untuk menentukan mode

ganggungan harus dibuat per subsistem. Semakin rinci menentukan model gangguan, maka akan semakin baik dalam menentukan langkah serta antisipasi pencegahan atau menanggulangi permasalahannya. Metode Failure Mode Effect Analysis (FMEA) dibutuhkan untuk membuat daftar kegagalan potensional setiap mode dari sistem atau peralatan serta efeknya terhadap subsistem dari peralatan tersebut. Langkah-langkah dalam mengerjakan FMEA adalah sebagai berikut :

a. Membatasi sistem dan peralatan yang berhubungan. b. Membuat daftar semua sistem atau bagian komponen-

komponen dan subsistem. c. Mengidentifikasi setiap komponen dan jenis-jenis

kegagalannya. d. Menunjukkan nilai kegagalan atau kemungkinan untuk

mengidentifikasi jenis kegagalan di setiap komponennya. e. Membuat daftar efek atau dampak dari setiap jenis

kegagalan pada subsistem. f. Memberikan kodefikasi atau tanda untuk setiap jenis

kegagalan. g. Memeriksa setiap kegagalan yang kritis (Critical Failure).

Dengan menganalisa gangguan mengunakan metode FMEA, akan diperoleh jejak gangguan (failure path) pada masing-masing sub system, jejak gangguan dapat saja sama atau saling mendukung antara satu sub system dengan sub sistem lainnya. Seperti pada sub system isolasi, didapatkan sebagai berikut :

Gambar 2. Jejak gangguan sub system isolasi

Dari gambar 2 dapat ditelusuri sebelum isolasi rusak ada tahapan yang dilalui, indikasi yang ada serta data pengukuran dan pengujian dianalisa untuk memperoleh informasi melalui tahapan sebelum terjadinya gangguan sub system isolasi.

Untuk mendapatkan komponen kritis, berdasarkan FMEA ditambah dengan data historis berupa: Data gangguan atau kerusakan yang pernah terjadi pada transformator, serta aspek yang menjadi perhatian dalam proses bisnis PT PLN (Persero), maka aspek-aspek yang menjadi perhatian dalam proses pembobotan komponen adalah sebagai berikut:

1. Frekuensi (F). Yaitu kali gangguan yang dialami transformator selama dalam kurun waktu beroperasinya.

2. Faktor Eskalasi (L). Digunakan untuk menentukan seberapa besar pengaruh suatu mode gangguan terhadap terjadinya kerusakan peralatan.

3. Biaya (cost/C). Penentuan kriterianya didasarkan pada

Improper oil preservation and

expansion system

Minyak terkontaminasi

air

Produk degradasi

isolasi kertas

Kontaminasi minyak OLTC

Kebocoran kompartemen diverter OLTC

Temperatur naik

Minyak transformator

teroksidasi

Kadar asam tinggi

Tegangan tembus

berkurang

Kekuatan isolasi

berkurang

Kadar air pada kertas isolasi tinggi

Kerta isolasi terdegradasi

Tegangan tembus

berkurang

C

C

C

C

C

C

E

M

T

M

M

E

FAILURE PATH SUBSISTEM ISOLASI

ISOLASI RUSAK

MINYAK

PAPERBeban

transformator diatas rata-rata

Distorsi harmonisa arus

pada beban

Temperatur tinggi (hot

spot)

3

realisasi biaya pemeliharaan atau perbaikan transformator ketika terjadi kegagalan fungsi.

4. Faktor Keamanan (S). Digunakan untuk menentukan dampak gangguan terhadap faktor keamanan peralatan sendiri, lingkungan sekitar dan manusia.

5. Pengaruh ke Sistem (Sys). Yang dimaksud dengan system adalah ketersediaan (availability) transformator saja, bukan keandalan sistem tenaga listrik secara keseluruhan.

6. Dampak terhadap lingkungan (E). Menunjukkan dampak gangguan terhadap lingkungan.

Tabel 1, Penyebab kerusakan transformator

Angka dalam penilaian tergantung dari penekanan KPI apabila aspek lingkungan yang lebih menjadi perhatian, maka aspek lingkungan harus diberi angka lebih besar dibandingkan dengan sub system yang lain. Berdasarkan kontak manajemen Region Jakarta dan Banten dengan PLN P3B, aspek system dan biaya menjadi perhatian dalam pencapaian target kinerja Region Jakarta dan Banten.

Tabel 2. Penilaian terhadap dampak

Setelah memberikan nilai pada masing-masing mode

gangguan, maka dibuat rangking mode gangguan. Angka

tertinggi yang didapat dari sub system merupakan komponen paling kritis. Angka tertinggi ini yang dijadikan perhatian dalam pengukuran dan pengujian, langkah ini disebut sebagai tahapan dari Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).

Tabel 3 FMECA Transformator 60 MVA 150/20 kV

Dari tabel 3 terlihat komponen yang paling kritis ada pada sub system isolasi. Dari gambar 2 dan tabel 3 menjelaskan apa yang harus dilakukan untuk mempertahankan performa sub-sub system tranformator, sehingga dapat diketahui alasannya kenapa pada system isolasi belitan transformator yang dilakukan penelitian, serta upaya apa saja yang dapat dilakukan untuk mengetahui penyebab terjadinya penurunan performanya. Langkah berikutnya adalah melakukan upaya pemantauan seperti pada tabel berikut:

Tabel 4 Parameter yang diukur untuk menentukan komponen kritis

Data yang digunakan untuk perhitungan adalah

transformator distribusi 60 MVA 150/20 kV menggunakan minyak sebagai media pendingin sekaligus media isolasi, system pendingin minyak ONAF, pada frequensi fundamental

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

MV Side Rele HV Side Belum diketahui

Isolasi Bushing LA

Penyebab gangguan Transformator

Lingkungan Nilai Eskalasi Nilai Keselamatan Nilai

Tidak berpengaruh terhadap lingkungan

1 Berdampak rendah 1Tidak berpangaruh terhadap manusia

1

Berpengaruh terhadap lingkungan

2 Berdampak tinggi 2Berpengaruh kepada orang sekitar transformator

2

Berpengaruh kepada orang sekitar swich-yard

3

Berpengaruh kepada orang sekitar gardu induk

4

Berpengaruh kepada orang diluar gardu induk

5

Frequensi gangguan atau kelainan (%)

Nilai Sistem Nilai Biaya (dalam jutaan rupiah) Nilai

< 0.1 1Tidak ada pengaruh pada sistem 1 < 1 1

0.1 - 12

Berpengaruh < 30 menit 2 1 s/d 10 2

>1-103

Berpengaruh 30 menit s/d 2 jam 3 >10 s/d 50 3

>10 - 504

Berpengaruh 2 s/d 8 jam 4 >50 s/d 200 4

>50 - 100 5 Berpengaruh > 8 jam 5 >200 s/d 500 5

>500 s/d 1.000 6

>1.000 s/d 3.000 7

>3.000 s/d 5.000 8

> 5.000 9

Frequensi Aspek sistem

Faktor eskalasiAspek Lingkungan Aspek Keselamatan

Aspek Biaya

FTFC 75 5 1 1 2 1 1 10

Seal bushing rusak 5 3 1 1 3 1 2 18Minyak bushing rembes 3 3 1 1 3 1 2 18

konduktoroverheating pada klem

bushing 1 2 1 1 3 1 1 6

Belitan motor rusak 10 3 1 1 1 1 3 9Bearing Fan Rusak 13 3 1 1 1 1 2 6Ganti kontaktor fan 11 3 1 1 1 1 2 6

Gelas Penduga pecah 2 2 1 1 1 1 1 2Konservator rembes 1 2 1 1 1 1 2 4

Silica Gel Silika gel jenuh 12 3 1 1 1 1 1 3sudden pressure Mal protection 15 3 1 1 3 1 1 9

thermal relay Human Error 4 3 1 1 3 1 2 18differential Kerusakan rele elektrik 2 2 1 1 4 1 4 32

bucholz/jansen Kerusakan rele mekanik 10 3 1 1 4 1 3 36Rele bucholz rembes 1 2 1 1 4 1 2 16

Kerusakan sistem kontrol (kabel kontrol, rele bantu,

terminasi kabel)11 3 1 1 4 1 2 24

Minyak Gassing and overheating 2 2 1 1 5 1 9 90

overheating 2 2 1 1 5 1 9 90TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

6 OLTCKelainan pada sambungan

belitan utama ke OLTC 1 2 1 1 5 1 4 40

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8Main tank bocor 2 2 1 1 4 1 2 16Poor Grounding 4 2 1 1 3 1 1 6

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

Deformasi belitan 1 2 1 1 5 1 8 80

Poor Grounding 4 3 1 1 3 1 1 9TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

Kelainan pada sambungan belitan utama ke OLTC 1 2 1 1 5 1 4 40

Deformasi belitan 1 2 1 1 5 1 8 80

short circuit turn to turn 2 2 1 1 5 1 8 80

9Current carrying circuit

Belitan,spacer,konektor

7Mechanical Structure

8Electro

magnetic circuit

Inti magnet, sistem

pengencang,EMC grounding

5 DielectricKertas

3

Oil Preservation

and Expansion

Konservator

4 Protection

1 BushingIsolasi

2 Cooling

S Sys E CNo SUB SYSTEM

SUB SUB SYSTEM

Failure Mode Σ ggnFreq escalati

on

effectW

No Symptom parameteraktifitas

monitoring/diagnosaOn/Of line

1 Asimetri tegangan VR, VS, VT dan IR, IS, IT Pengukuran dari meter On

Pengukuran dari meter On

Pengukur distorsi 

harmonisaOn

3 Perubahan Impedansi R, XL Pengukuran impedansi Off

4 Perubahan respon frequensi Respon Frequensi SFRA Off

5Gagal menyangga 

TransformatorGetaran (dB) Pengukuran Noise On

6 Internal short Circuit Hot spot Pengukuran hot spot On

Partial Discharge On

Pengukur distorsi 

harmonisaOn

DGA On

8Temperatur transformator 

meningkatViscositas Karakteristik test Off

9Dielectric strength 

berkurangTegangan tembus Karakteristik test Off

Dielectric berkurang7 PD, CXHY, Hot spot

TTop, TBottom, Tbelitan HV, T belitan LV, T 

inlet radiator, T outlet radiator

Temperatur transformator 

meningkat2

4

(50 Hz) rugi-rugi yang didapat dari data desain pabrikan ( temperatur 750C) adalah sebagai berikut: Rugi beban nol : 38 kW Rugi berbeban : 220 kW Belitan sisi HV : 150.000 Volt, Wye. Nilai resistansi : 0.62 Ohm Belitan sisi LV : 20.000 Volt, Wye. Nilai resistansi : 0.0092 Ohm Maksimum temperatur terpanas (hot spot) mengacu IEC 354 adalah 980C (non thermally upgrade insulation paper). Kenaikan maksimum pada kondisi ambien temperatur 300C adalah, belitan 550 C, minyak transformator 50 0C.

III. PENGARUH HARMONISA PADA TRANSFORMATOR

Rugi-rugi transformator dikelompokan menjadi rugi berbeban (load losses) dan rugi tanpa beban (no load losses). Rugi–rugi tanpa beban terutama pada inti transformator yang terdiri dari rugi arus eddy (eddy current losses) dan rugi hysteresis. Sedangkan rugi-rugi berbeban terdiri dari rugi dc (Pdc) pada belitan transformator serta rugi sasar (stray losses). Rugi-rugi sasar terdiri dari rugi arus eddy pada belitan (PEC) dan rugi sasar lain pada bagian transformator (other stray losses). Rugi sasar lain (POSL) besarnya bergantung dari konstruksi transformatornya. Sehingga apabila dibuat dalam satu persamaan rugi-rugi transformator keseluruhan dapat dituliskan sebagai berikut :

PTL = PNL + PLL (1)

Dimana: PNL rugi tanpa beban dan PLL rugi berbeban.

Gambar 3 taksonomi rugi-rugi pada transformator.

Rugi transformator karena mengalirnya arus beban melalui belitan transformator, rugi-rugi ini termasuk dalam katagori a) Rugi ohmik (I2R), akibat arus beban mengalir pada konduktor atau belitan dan ini disebut rugi dc, b) Rugi arus eddy (PEC) pada konduktor atau winding karena fluks sasar bolak balik serta rugi sasar lain (POSL) pada inti dan metal serta dinding transformator akibat terpotongnya fluks sasar. Untuk dapat memahami rugi-rugi pada transformator, gambar 3 memperlihatkan taksonomi rugi-rugi pada transformator.

Kemampuan atau perfoma transformator untuk mampu menjalankan fungsinya adalah sangat bergantung dari seberapa besar rugi-ruginya, sehingga perlu dicari adalh rugi berbeban serta faktor rugi harmonisa untuk mendapatkan rugi arus eddy serta rugi sasar lain. Perhitungan yang digunakan untuk transformator pada ratingnya dalam per-unit (pu) adalah:

1 (2)

Dimana : = rugi berbeban pada rating transformator.  = rugi arus eddy pada belitan pada rating transformator = rugi sasar lain pada rating transformator

Sedangkan faktor harmomnisa arus eddy didapatkan dengan persamaan:

∑ ∑ (3)

Untuk faktor harmonisa rugi sasar lain diperoleh dari persamaan berikut:

∑ . . ∑ (4)

Dimana : = Faktor harmonisa untuk rugi sasar lain.

h = harmonisa orde ke-h Ih = Arus dengan komponen harmonisa ke-h I1 = Arus beban fundamental (amper)

Untuk menghitung kemampuan transformator menggunakan data desain, mengacu kepada IEEE Std C57.12.90-1993 dan IEEE Std C57.12.91-1995, komponen rugi sasar lain dari rugi berbeban dihitung dengan memasukan rugi dc (I2R) dari data rugi-rugi transformator [13] adalah sebagai berikut:

. . (5)

Dimana: K = 1.5 untuk transformator tiga phase.

= Rugi sasar lain total sesuai rating. = Rugi berbean sesuai rating.

R1 = Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan tinggi. R2 = Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan rendah.

  = Rating arus pada sisi tegangan tinggi primer.   = Rating arus pada sisi tegangan rendah sekunder.

Asumsi yang digunakan IEEE Std C57.110-1998 untuk type transformator dengan pendingin minyak, untuk mendapatkan rugi arus eddy dengan menggunakan perhitungan rugi sasar lain adalah menggunakan metoda sebagai berikut:

0.33 Watt (6)

Rugi sasar lain dapat dihitung dengan menggunakan persamaan:

Watt (7)

Dimana: = Rugi sasar lain sesuai ratingnya = Rugi sasar total sesuai ratingnya

= Rugi arus eddy sesuai ratingnya

Untuk transformator yang dibahas dalam tulisan ini adalah transformator yang menggunakan minyak, formula yang digunakan dalam perhitungan ini digunakan untuk

5

menentukan maksimum arus yang dapat dibebankan kepada transformatornya adalah [15] :

   

Merupakan arus maksimum yang dapat dibebankan kepada transformator, bila angkanya lebih kecil dari nomial beban transformator disebut de-rating atau pembatasan beban.

Untuk menghitung kenaikan temperatur transformator menggunakan data desain, pada transformator yang menggunakan minyak pada belitannya rugi sasar lain menjadi pertimbangan dalam operasinya, akan tetapi untuk tranformator jenis kering umumnya tidak diperhitungkan. Temperatur minyak bagian atas (top oil) akan meningkat proporsional secara exponensial pangkat 0.8 dan dapat diestimasi dari perhitungan rugi-rugi karena harmonisa [5] dalam persamaan berikut:

    .

(9)

Dimana : = rating temperatur top oil

= rugi tanpa beban

Sedangkan rugi berbeban keseluruhan adalah PLL adalah sama dengan

        (10)

Dimana adalah rugi ohmik karena pengaruh harmonisa arus, hot spot pada konduktor belitan akan naik melebihi temperatur minyak pada bagian atas (top oil temperature) karena kenaikan proporsional rugi berbeban secara exponensial dipangkatkan 0.8 dan dihitung mengikuti persamaan berikut [5]:

    .

0C (11)

dan dapat ditulis dengan.

  

       

   

.

0C (12)

Dimana:   = Hot spot pada konduktor melampaui rating kenaikan minyak top oil transformator.

Titik terpanas (hot spot) pada konduktor melebihi temperatur rating transformator yang dapat dituliskan menjadi :

  (13)

Sehingga temperatur titik terpanas (hot spot) pada winding dapat diperkirakan kenaikannya karena distribusi dari harmonisa, perhitungan ini digunakan untuk membatasi temperatur kerja transfomator yang naik akibat meningkatnya

rugi berbeban, ini disebabkan oleh unsur harmonisa pada arus bebannya.

IV. PERHITUNGAN

Data harmonisa diambil dari berbagai lokasi gardu induk PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten dengan pertimbangan: Aspek polusi dapat menimbulkan adanya partial discharge pada isolator, sehingga berpengaruh terhadap besarnya harmonisa. Jenis beban konsumen yang diperkirakan sebagai penyumbang harmonisa pada system tenaga. Contoh yang ditampilkan perhitungan transformator gardu induk (GI) Tosan yang melayani type konsumen industri arc furnace, monitoring pada sisi sekunder selama 7 hari terus menerus.

Tabel 5. harmonisa arus GI Tosan

Gambar 4. Tampilan harmonisa arus pada fhasa A transformator #1 GI Tosan

h h (pu)

1 100.0000 1.0000     

5 6.9503      0.0695     

7 7.2623      0.0726     

11 7.6127      0.0761     

13 4.9025      0.0490     

17 4.9316      0.0493     

19 4.0790      0.0408     

23 3.5425      0.0354     

25 3.7022      0.0370     

29 4.0793      0.0408     

31 4.0092      0.0401     

35 3.8862      0.0389     

37 3.6688      0.0367     

41 3.5672      0.0357     

43 3.2584      0.0326     

47 3.7896      0.0379     

49 3.6247      0.0362     

6

Perhitungan pengaruh harmonisa mengacu kepada standar internasional (IEEE Std C57.110TM-2008). Hasil pengukuran harmonisa pada transformator #1 GI Tosan selanjutnya dihitung dengan persamaan (3) dan (4) untuk mendapatkan nilai faktor harmonisa rugi arus eddy (FHL) dan faktor harmonisa rugi sasar lain (FHL-STR). Untuk harmonisa kelipatan 3, seperti 3,6,9.. dan seterusnya tidak dimasukan dalam perhitungan, karena berpengaruh hanya kepada besarnya ukuran luas penampang konduktor pada titik netral. Tabulasi perhitungannya sebagai berikut:

Tabel 6 Perhitungan faktor rugi harmonisa transformator GI Tosan

Dari tabel didapatkan

.

. = 21.5942 dan

.

. = 1.3338

Ketika dilakukan pengukuran, beban transformator tercatat 698 amp atau 40% dari kapasitasnya. Akar dari Ih dibagi I1 didapat 1.0180 sehingga rugi berbeban, PLL (pu) = 1.01802 . 0.402 = 0.1683

Dari data didapatkan R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 = 230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp

Dari persamaan (5) didapatkan total rugi sasar lain sebagai berikut: PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092) = 129 kW

   129   0.33 = 42.57 kW

129 42.57 = 86.43 kW

Rugi-rugi transformator tersebut selanjutnya dikelompokan dalam tabel berikut:

Tabel 7 Perhitungan rugi-rugi transformator.

Dari persamaan (9) didapatkan

    50227.413,56258.000,00

.

= 45,2oC

Pada sisi sekunder yang kumparannya ditempatkan pada sisi bagian dalam belitan transformator, rugi belitannya dapat dihitung sebagai berikut:

I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW

Rugi dalam rating transformator :

I22.R = 41.4023 x (0.1683)2 = 6.96705 kW

Kenaikan temperatur titik terpanas belitan transformator karena pengaruh harmonisa arus mengacu IEEE Standard C57.110-2008 dimana angka per-unit nya dibuat dalam nilai sebenarnya [13] menjadi:

  68 556.96705 154.699 2.441.400 42.570 2.4

.

= 28.22 0C

Titik terpanas (hot spot) pada konduktor dapat dituliskan sebagai berikut:

44.2 + 28.22 = 73.42 oC, apabila ambient temperatur pada gardu induk dimana transformator tersebut ditempatkan rata-rata adalah 300C, maka titik terpanas pada konduktor menjadi:

73.42 + 30 = 103.42 0C

Karena transformator menggunakan non thermally upgrade insulation paper sebagai isolasi, maka temperatur titik terpanas diatas kemampuan isolasi kertas transformator (980C) yang digunakan untuk melapisi konduktor belitan, sehingga terjadi proses percepatan penuaan isolasi, disamping terjadi peningkatan rugi-rugi berbeban transformator sebesar 152.4 kW (227,413.56 – 75.022) atau meningkat sebesar 203 %.

Gambar 5 kurva temperatur transformator #1 GI Tosan

mengacu kepada IEEE Std C-57,91-1995

Laju penuaan relative (V) untuk kertas isolasi belitan didefinisikan dengan persamaan :

h (Ih/I1) (Ih/I1)2 h2 (Ih/I1)

2 * h2 h0.8 (Ih/I1)2 * h0.8

1 1.0000 1.0000 1 1.0000 1.0000 1.0000

5 0.0695 0.0048 25 0.1208 3.6239 0.0175

7 0.0726 0.0053 49 0.2584 4.7433 0.0250

11 0.0761 0.0058 121 0.7012 6.8095 0.0395

13 0.0490 0.0024 169 0.4062 7.7831 0.0187

17 0.0493 0.0024 289 0.7029 9.6463 0.0235

19 0.0408 0.0017 361 0.6006 10.5439 0.0175

23 0.0354 0.0013 529 0.6639 12.2852 0.0154

25 0.0370 0.0014 625 0.8567 13.1326 0.0180

29 0.0408 0.0017 841 1.3995 14.7883 0.0246

31 0.0401 0.0016 961 1.5447 15.5987 0.0251

35 0.0389 0.0015 1225 1.8501 17.1892 0.0260

37 0.0367 0.0013 1369 1.8427 17.9706 0.0242

41 0.0357 0.0013 1681 2.1391 19.5086 0.0248

43 0.0326 0.0011 1849 1.9631 20.2663 0.0215

47 0.0379 0.0014 2209 3.1723 21.7610 0.0313

49 0.0362 0.0013 2401 3.1546 22.4987 0.0296

Σ 1.0362 22.3767 1.3821

7

    / (14)

Dengan memasukan 103.42 0C.

Maka V = .   /

= 2.47

Transformator di estimasikan terjadi penurunan usia teknisnya 2.47 kali lebih cepat dari desain.

Metode yang sama untuk perhitungan transformator lain didapatkan hasil sebagai berikut:

Tabel 8. Pengaruh distorsi harmonisa arus pada transformator

V. ANALISA RESIKO

Dengan melakukan kuantifikasi data tabel 8, karena pengaruh harmonisa arus diketahui ada 2 unit transformator (GI Tosan dan GI Pulogadung) mempunyai resiko tinggi terjadi kegagalan fungsi, 1 unit transformator (#8 GI Pulogadung) mempunyai resiko sedang terjadi kegagalan fungsi dan 5 unit transformator memiliki resiko rendah terjadi kegagalan fungsi. Probabilitasnya dapat ditulis dengan: P(T) = 2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 dan P(R) = 0.625.

Probabilitas konditional untuk kejadian B dengan syarat A adalah P(BǀA), jika A adalah komponen 1 gagal dan B adalah komponen 2 gagal. Probabilitas kondisional P(BǀA) adalah probabilitas kondisi gagalnya komponen 2 dengan syarat komponen 1 tidak berfungsi (gagal), sehingga dapat ditulis dengan [2]:

  ǀ  

  ǀ . ǀ .

  ǀǀ .

Berdasarkan data gangguan transformator di wilayah kerja PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta dan Banten, transformator yang mengalami kerusakan pada sub system isolasi karena distorsi harmonisanya tinggi adalah 70% (30% tidak), dan yang distorsi harmonisa arusnya sedang 35% (65%

tidak), sedangkan yang distorsi harmonisa arusnya rendah 10% (90% tidak). Dari informasi ini dapat ditulis notasi untuk probabilitas adalah :

ǀ 0.7 menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya tinggi.

ǀ 0.35 menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya sedang.

ǀ 0.1 menyatakan probabilitas terjadi kerusakan pada subsistem isolasi tranformator yang distorsi harmonisa arusnya rendah.

Dari teorema Bayes dapat ditulis probabilitas kerusakan pada subsistem isolasi pada transformator yang distorsi harmonisa arusnya tinggi adalah sebagai berikut:

  ǀ    ǀ .

  ǀ .   ǀ .   ǀ .

 

  ǀ  0.7   0.25

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.6222

  ǀ  0,35   0.125

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.1556

  ǀ  0,1   0.625

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.2222

Untuk dapat mempertahankan unjuk kerja transformator pada sampel yang dibahas dalam tulisan ini dilakukan dengan 3 alternatif, yaitu:

1. Melakukan pemeliharaan rutin dan non rutin yang meliputi antara lain: Untuk transformator yang mempunyai resiko tinggi dilakukan reklamasi minyak dan modifikasi system pendingin, transformator dengan resiko sedang dilakukan reklamasi minyak dan transformator dengan resikonya rendah dilakukan filtering minyak.

2. Melakukan pembatasan pembebanan pada transformator yang mempunyai resiko tinggi, serta melakukan perbaikan transformator yang rusak sebagai cadangan dengan biaya instalasi dengan perbaikan Rp. 3.000.000.000,- dan pemeliharaan rutin tahunan.

3. Hanya melakukan pemeliharaan rutin dan tidak melakukan pemeliharaan non rutin apapun.

Dengan mempertimbangkan seluruh konsekuensi biaya

seperti: Pemeliharaan rutin Rp. 20 juta/tranformator, modifikasi system pendingin Rp 150 juta/transformator, reklamasi minyak Rp. 161 juta/transformer, filtering minyak Rp15 juta/transformator, melakukan perbaikan belitan transformator Rp. 2.5 Milyar, maka dapat dihitung pada tabel 9 berikut:

8

Tabel 9 Estimasi biaya stategi keputusan asset manager.

Alternatif 1. RA1 = (Rp. 662.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 181.000.000 x 0.1556) + (Rp. 175.000.000 x 0.2222) = Rp. 436.200.000,-.

Alternatif 2,RA2 = (Rp. 3.020.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp. 1.633.333.333,-.

Alternatif 3, RA3 = (Rp. 2.500.000.000,- x 0.6222) + (Rp. 20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp. 1.356.000.000,-

Dari ketiga pilihan yang ditampilkan, maka resiko yang paling rendah dapat diambil sebagai keputusan manajemen adalah alternatif 1.

VI. KESIMPULAN

[1] Dari FMEA dan FMECA diketahui komponen paling kritis transformator adalah pada subsistem isolasinya dibandingkan subsistem lainnya, sehingga yang perlu dilakukan adalah mencari penyebab terjadinya kegagalan pada subsistem isolasi transformator.

[2] Hasil perhitungan menunjukan adanya laju proses penuaan relatif pada 2 unit transformator yang dijadikan sampel, yaitu pada: Transformer #1, GI Cilegon Baru sebesar 3.03 kali. Transformator #2 GI Tosan sebesar 2,47 kali.

[3] Berdasar perhitungan resiko, maka langkah untuk mempertahankan unjuk kerja transformator dalam melayani konsumen adalah alternatif 1, dengan pertimbangan resiko biayanya paling rendah.

[4] Upaya lain adalah dengan membatasi konsumen yang diketahui bebannya mempunyai peran besar terhadap meningkatnya komponen harmonisa system tenaga, mengacu kepada IEEE Std 519-1992 seperti yang ditampilkan pada tabel 4.3 mengenai batasan distorsi harmonisa. Akan tetapi upaya ini diluar kendali asset manajer yang diberi kewenangan sebatas mengelola O&M peralatan system penyaluran.

VII. REFERENSI

[1] Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset Management of Transmission system and associated CIGRÉ activities”.December 2006.

[2] P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On Economic Of Transformer Management”.June 2004.

[3] V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power Transformer”.January 2003.

[4] Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical Power systems Quality”, second edition, 2003.

[5] IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil immersed”, 1995.

[6] IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on Power System”, may 1996.

[7] Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma & Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.

[8] Sumaryadi, Hakim.Y, Parmatrisanti,A. Cahyono,B, ”Asset Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.

[9] William H. Bartley P.E. International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003

[10] Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods, and Application” IEEE press, 2005.

[11] IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000

[12] IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power transformers”, 2005.

[13] IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.

[14] IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.

[15] Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.

[16] Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.

[17] Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII, Malaysia, 2009

[18] Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009

[19] Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009

1

Asset Management, Effort to take transformer performance from harmonics

power system impact [Case study in PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta and Banten]

Sumaryadi, Nim : 23207320 School of Electrical Engineering and Informatics Institute of Technology Bandung

Jalan Ganesha Bandung, Indonesia e-mail : sumaryadi@pln-jawa-bali.co.id

PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta dan Banten Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia

Abstract— Asset Management is a model to manage asset which aimed to optimize the utilization of company resources. The success of asset management depends on the ability to determine the critical components of the equipment and to define its condition. The applied methods are Failure Mode Effect Analysis (FMEA) and Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA). The result of FMEA and FMECA on transformers operated by PT PLN (Persero) P3B Java Bali and with refers to data from International Association of Engineering Insurer 36th Annual Conference, Stockholm 2003, the critical component of transformer is the insulation sub system. Hence the root cause of failure of the insulation sub system should be found.

Current distortion harmonic of the non linear load is one of the factors that causes the increasing of transformer winding temperature. Losses increased causes transformer de-rating and relative ageing rate of the transformer paper insulation

In this paper we would like to describe the effect of current load distortion harmonic on transformer performance and kinds of effort that taken by the asset manager under acceptable and controllable risk

Keyword: Asset Management, FMEA, FMECA, harmonic, de rating transformer

I. INTRODUCTION

The limitation or the target of service level toward the consumer made by the company owner is written in the Key Performance Indicator (KPI) which is an indicator of success in managing the assets. The knowledge and workers skill, monetary, and physical asset are precious assets for the company. This makes necessary to make a managing of the three sources inside the asset management in purpose of optimal the resources owned by the company to reach a more effective and efficient result.

II. Transformer as an asset of the company owning it is very important and vital for the power system which indicates that the security and its reliability have to always be kept. In reaching the service level there are many factors influencing the transformer performance caused by the operational and maintenance implemented pattern which are not suitable with the technical and condition design and also the environment where the transformer is located.

One of them is the high temperature which causes hot spots at the winding which can be generated by many causes, such as the short circuit between the coil and the iron core, the harmonics because of the un-linear loads, or the happening of partial discharge.

Pig.1 Manageable risk of asset management

Condition examination toward the transformer is the main of the asset management process success to make a decision, such as whether the asset will be kept operated with certain risk counted before, or a repairmen be made at the part of the asset or component which is the problem with a type, kind, and pattern of operation that is the same as before, or repair part of the asset, or return the asset into the initial position, change parts of the tools or components with a different type, kind, and pattern of the operational from before, modernizing the applied tools with the product using the newest technology. All those things are chosen by doing a calculation of probability level for the happening and the consequences of the risk from the decision taken.

Method to test the condition (condition assessment) is also determining the success in implementation of the asset management. CIGRÉ working group A2.18 review Life Management Techniques for Transformer [3], utilizing several methods of approach which are done in deciding the test of asset condition, whether it is done manually or automatically which are:

1. Quantifying the imperfect condition by developing the physical process model probability of the appearance failure of the applied tools that it is possible to define what

Risk

Cost

Time

Manageable Risk

Investment in Risk Based Exploitation

Performance

?

2

the characteristic and condition failure of asset. 2. Fingerprints for deciding the conclusion where the

conclusion of the maintenance data’s for the order of asset condition assessment for the next period. In this case, the conclusion and the reference used can be implemented for all transformers with the same design and type, and this is often called the fingerprint conclusion.

3. Trend analysis of the assessment result data; the analysis is done periodically to know the pattern that the tendency rate of the asset can be known if any changes or imperfections occur. It is better that the examined data is not based only on one sampling method that it can be compared and it will support the decision if the result of comparing are supporting each other, otherwise it will need another test if the result are not supporting one another.

4. Statistics analysis; this analysis is the most important part from the asset management which is used to decide the action or policy which will be done to the transformer. The in formations which are gotten from the measurement, monitoring and test results can be used to calculate the probability of deviation or imperfection of the tools.

It is started with knowing the subsystems to get the critical component from the transformer system. According to CIGRE 227 Working group A2.18, transformers are divided into nine subsystems which are:

a) Bushing. b) Cooling system. c) Oil Preservation and Expansion. d) Protection. e) Dielectric or isolation system. f) On Load Tap Changer. g) Mechanical Structure. h) Electromagnetic Circuit. i) Current carrying circuit.

Those subsystems are the main support from the system which is transformer. The failures which are possibly happen in the subsystems can cause disturbance to the system’s function that to determine any causes fault it had to be made per subsystem. The action and prevention anticipation or problem solving can be better if the model of disturbances can be defined as detail as possible. Failure Mode Effect Analysis (FMEA) method is needed to make the potentially failures list of every mode from the system or tool and the effect to the subsystems of the tool. The steps to do FMEA are:

a. Limiting the connected systems and tools. b. Making list of all systems or components and subsystems. c. Identifying all components and kinds of failure. d. Indicating the value of failure or probability to indentify

kinds of failure in every component. e. Making list of effects or impacts from any kind of failure

in the subsystems. f. Giving codifications or sign to every kind of failure. g. Checking every critical failure.

The failure path of each subsystem can be obtained by analyzing the disturbances using FMEA method. The failure path can be the same or supporting between a subsystem and other subsystem. For the example from isolation subsystem, it is gotten:

Pig 2. Failure path insulations sub system

From picture 2 it can be traced that there are some steps to go before the isolation is broken. The existing indication and the measuring and testing data’s are analyzed to get the information from the steps before the disturbance to isolation subsystem is happened.

To get the critical component, according to FMEA and the historical data’s such as: disturbance or damage data’s which have happened to the transformer, and also the aspects which are concerned in PT PLN (Persero) business process, the aspects which are concerned in the component weighting process are:

1. Frequency (F); frequency is how many times disturbances occur during its operation time.

2. Escalation factor (L); this factor is used to defined how big is the impact of one disturbance mode to damage a tool.

3. Cost (C); the criteria of cost is defined based on maintenance cost realization or transformer repairmen when the function failure occurs.

4. Safety factor (S); safety factor is used to defined the impact of disturbance to the tool’s safety factor, environment and people around.

5. Influence to system (Sys); System is availability of transformer only, not the reliability of the whole electrical power.

6. Effect on environment (E); it shows the disturbance effect to the environment.

Tabel 1, Transformer fault causes

Improper oil preservation and

expansion system

Water contamination

Product degradation insulation

papers

Oil Contamination

Leakage of Compartment diverter OLTC

Temperature Increase

Oil transformers

ocsidation

Acidity high Dielectric strength reduce

Tensile strength reduced

Moisture in insulation

papers

Insulation papers

ocsidation

Dielectric strength reduce

C

C

C

C

C

C

E

M

T

M

M

E

FAILURE PATH INSULATIONS SUB SISTEM

Insulation breakdown

OIL

PAPER

Over Load

Distortion current

harmonics

High Temperature

(hot spot)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

MV Side Relay HV Side Unknowed Insulation Bushing LA

Transformer Fault causes

3

The value depends on the emphasis of KPI, if it is given more attention to the environment aspects that the environment aspects must be given a bigger number compared to the other subsystem. According to management contact between Jakarta and Banten region and PLN P3B, it is given more attention to system and cost aspects in reaching the performance target in Jakarta and Banten region.

Tabel 2. Impact scoring

After giving value to each of disturbance mode, the

ranking of disturbance mode is made. The highest number shows the most critical component from the subsystem. This highest number is center of attention in measuring and testing, this step of Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).

Tabel 3 FMECA Transformer 60 MVA 150/20 kV

Data The data which is used in the counting is distribution transformer 60 MVA 150/20 kV uses oil as the cooler media and also insulation media, ONAF oil cooler system at fundamental frequency (50 Hz) loss which is gotten from the manufacturer design data (75oC temperature) is as followed:

Zero load loss : 38 kW Load losses : 220 kW HV side coil : 150,000 Volt, Wye. Resistance value : 0.62 Ohm LV side coil : 20,000 Volt, Wye. Resistance value : 0.0092 Ohm The hottest temperature maximum (hot spot) according to IEC 354 is 98oC (non-thermally upgrade insulation paper). Maximum increase on ambience condition 30oC temperature is 55oC coil, 50oC transformer oil.

III. HARMONIC IMPACT ON TRANSFORMER

Transformer loss is grouped into load losses and no load losses. Losses without load especially on transformer core which consists of eddy current losses and hysteresis loss. While load losses consist of dc loss (Pdc) on transformer coil and stray losses. Stray losses consist of eddy current losses at coil (PEC) and other stray losses at transformer part. The amount of other stray losses (POSL) depends on the construction of transformer that if it is made in one whole transformer losses equation, it can be written as:

PTL = PNL + PLL (1)

Where: no load losses PNL and load losses PLL.

Pig. 3 taxonomy transformer losses.

There are some categories of transformer loss based on the causes. Transformer loss because of the load current flow through transformer winding is included in the categories of: a) ohmic loss (I2R), result of load current flow on conductor or coil and it is called as dc loss, b) eddy current losses (PEC) on conductor or winding which is caused by alternating stray flux and other stray losses (POSL) at the core and metal and also transformer wall caused by the cutting of stray flux. To understand the losses on transformer, picture 3 shows the loss taxonomy on transformer.

Lingkungan Nilai Eskalasi Nilai Keselamatan Nilai

Tidak berpengaruh terhadap lingkungan

1 Berdampak rendah 1Tidak berpangaruh terhadap manusia

1

Berpengaruh terhadap lingkungan

2 Berdampak tinggi 2Berpengaruh kepada orang sekitar transformator

2

Berpengaruh kepada orang sekitar swich-yard

3

Berpengaruh kepada orang sekitar gardu induk

4

Berpengaruh kepada orang diluar gardu induk

5

Frequensi gangguan atau kelainan (%)

Nilai Sistem Nilai Biaya (dalam jutaan rupiah) Nilai

< 0.1 1Tidak ada pengaruh pada sistem 1 < 1 1

0.1 - 12

Berpengaruh < 30 menit 2 1 s/d 10 2

>1-103

Berpengaruh 30 menit s/d 2 jam 3 >10 s/d 50 3

>10 - 504

Berpengaruh 2 s/d 8 jam 4 >50 s/d 200 4

>50 - 100 5 Berpengaruh > 8 jam 5 >200 s/d 500 5

>500 s/d 1.000 6

>1.000 s/d 3.000 7

>3.000 s/d 5.000 8

> 5.000 9

Frequensi Aspek sistem

Faktor eskalasiAspek Lingkungan Aspek Keselamatan

Aspek Biaya

FTFC 75 5 1 1 2 1 1 10

Bushing seal leakage 5 3 1 1 3 1 2 18Oil bushing oozing 3 3 1 1 3 1 2 18

Conductoroverheating at bushing

clamps1 2 1 1 3 1 1 6

Windings motors damage 10 3 1 1 1 1 3 9Fan Bearing damage 13 3 1 1 1 1 2 6

Change fan contactors 11 3 1 1 1 1 2 6Indicatos glass broken 2 2 1 1 1 1 1 2

Conservator oozing 1 2 1 1 1 1 2 4

Silica Gel Sileca gel saturated 12 3 1 1 1 1 1 3

sudden pressure Mal protection 15 3 1 1 3 1 1 9thermal relay Human Error 4 3 1 1 3 1 2 18

differential Electric relay failure 2 2 1 1 4 1 4 32bucholz/jansen Mechanics relay failure 10 3 1 1 4 1 3 36

Bucholz relays oozing 1 2 1 1 4 1 2 16

Control systems failure 11 3 1 1 4 1 2 24

Oil Gassing and overheating 2 2 1 1 5 1 9 90

overheating 2 2 1 1 5 1 9 90

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

6 OLTCAnomally connection

winding to OLTC terminals1 2 1 1 5 1 4 40

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8Main tank damage 2 2 1 1 4 1 2 16

Poor Grounding 4 2 1 1 3 1 1 6

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

Winding deformations 1 2 1 1 5 1 8 80

Poor Grounding 4 3 1 1 3 1 1 9

TFC 75 4 1 1 2 1 1 8

Anomally connection winding to OLTC terminals

1 2 1 1 5 1 4 40

Winding deformations 1 2 1 1 5 1 8 80

short circuit turn to turn 2 2 1 1 5 1 8 80

9

Current carrying circuit

Winding,spacer, connektor

7Mechanical Structure

8Electro

magnetic circuit

Magnetics core, tight systems,

grounding systems

5 DielectricPapers

3

Oil Preservation

and Expansion

Consevator

4 Protection

1 BushingInsulation

2 Cooling

S Sys E CNo

SUB SYSTEM

SUB SUB SYSTEM

Failure ModeTotal fault

Freq escalations

effectW

4

Transformer ability or performance to be able to operate its function highly depends on how big the losses that it need to be found the load losses and harmonic loss factor to get eddy current loss and also other stray losses. The used calculation for the transformer on its rating in per-unit (pu) is:

1 (2)

When: = load loss on transformer rating.   = eddy current loss on coil on transformer rating = other stray losses on transformer rating

While harmonic factor of eddy current is gotten by the equation:

∑ ∑ (3)

For the harmonic factor of other stray losses is gotten from the equation below:

∑ . . ∑ (4)

Where: = harmonic factor for other stray losses.

h = hth harmonic order. Ih = current with hth harmonic component I1 = fundamental load current (ampere)

To calculate transformer capacity using the design data, according to IEEE Std C57.12.90-1993 and IEEE Std C57.12.91-1995, the other stray losses component from the load losses is calculation by including dc loss (I2R) from transformer losses data [13] in the equation below:

    . . (5)

Where: K = 1.5 for three phase transformer.

= total of other stray losses according the rating. = load losses according the rating.

R1 = resistance value (3phase) on high voltage side. R2 = resistance value (3phase) on low voltage side.

  = current rating on main high voltage side.   = current rating on secondary low voltage side.

Assumption which is used in IEEE Std C57.110-1998 for transformer with oil cooler type to get eddy current loss by using the calculation of other stray losses is using the method as follow:

   0.33 Watt (6)

Other stray losses can be calculated by using the equation:

Watt (7)

Where: = other stray losses according the rating = total stray losses according the rating

= eddy current loss according the rating

In this paper it is examined the transformer which use oil, the formula which is used in this calculation is used to determine the maximum current which can be loaded to the transformer is [15]:

   

The maximum current which can be loaded to the transformer, if the number is smaller than transformer load nominal, it is called as de-rating or load limitation

To calculate transformer temperature increase using design data on transformer which use oil on the coil, other stray losses become consideration in the operation, but it is not counted on the dry transformer. The temperature of top oil will proportional increase exponentially to the 0.8 power and can be estimated from the losses calculation because the harmonic [5] in the equation below:

.

(9)

Where: = top oil temperature rating

= no load losses

While total load losses is PLL, the same with:

    (10)

Where is an ohmic loss because of the current harmonic impact, hot spot on coil conductor will increase exceed the top oil temperature because of the proportional increase exponentially to the 0.8th power and can be calculated by the equation [5]:

.

0C (11)

and can be written as:

     

 

.

0C (12)

Where:   = Hot spot on the conductor exceed the transformer top oil increase rating.

The hottest spot on conductor exceed the transformer rating temperature which can be written as:

(13)

The increase on hottest spot temperature on winding can be estimated because the distribution from harmonic. This calculation is used to limit the increase transformer working

5

temperature caused by the increase of load losses, caused by the harmonic element on load current.

IV. CALCULATION

The harmonic data is taken from several locations of main electrical relay station of PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta and Banten with chosen aspect: the pollution aspect can emerge the partial discharge at the isolator which affects the magnitude of the harmonics. The types of consumer load are considered as the harmonic contributor on the power system. An example shown by the calculation of the Tosan substation (s/s) transformer which serves the arc furnace industrial consumer type, monitoring at the secondary side for 7 days continually.

Tabel 5. Current harmonics distortion Tosan s/s

Pig 4. Curve current harmonics distortion phase A transformer #1Tosan s/s

Calculation of the harmonic influence is according to the international standard (IEEE Std C57.110TM-2008). The result of the harmonic measurement at the transformer #1 GI Tosan moreover is calculated with the formula (3) and (4) to get the harmonic factor of eddy current loss magnitude (FHL) and harmonic factor of other target losses (FHL-STR). The harmonic as a multiple of 3, such as 3,6,9.. etc is not included in the calculation because it affects only the magnitude of the surface area dimension of the conductor at the neutral grounding. The calculation tabulation is as follow:

Table 6. Calculation of the loss factor of transformer harmonic in Tosan s/s

From the table it can be calculated

.

. = 21.5942 and

.

. = 1.3338

When the measurement is made, the transformer load is noted 698 amp or 40% from its capacity. The root of Ih be divided by I1 is counted 1.0180 that the load loss, PLL (pu) = 1.01802 . 0.402 = 0.1683.

From the data it is got R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 = 230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp.

From the equation (5) we have the total other target loss as follow: PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092) = 129 kW

   129   0.33 = 42.57 kW

129 42.57 = 86.43 kW

The loss of the transformer is then classified in the following table:

Tabel 7 Calculation transformer losses.

From the equation (9) we have

h h (pu)

1 100.0000   1.0000     

5 6.9503        0.0695     

7 7.2623        0.0726     

11 7.6127        0.0761     

13 4.9025        0.0490     

17 4.9316        0.0493     

19 4.0790        0.0408     

23 3.5425        0.0354     

25 3.7022        0.0370     

29 4.0793        0.0408     

31 4.0092        0.0401     

35 3.8862        0.0389     

37 3.6688        0.0367     

41 3.5672        0.0357     

43 3.2584        0.0326     

47 3.7896        0.0379     

49 3.6247        0.0362     

h (Ih/I1) (Ih/I1)2 h2 (Ih/I1)

2 * h2 h0.8 (Ih/I1)2 * h0.8

1 1.0000 1.0000 1 1.0000 1.0000 1.0000

5 0.0695 0.0048 25 0.1208 3.6239 0.0175

7 0.0726 0.0053 49 0.2584 4.7433 0.0250

11 0.0761 0.0058 121 0.7012 6.8095 0.0395

13 0.0490 0.0024 169 0.4062 7.7831 0.0187

17 0.0493 0.0024 289 0.7029 9.6463 0.0235

19 0.0408 0.0017 361 0.6006 10.5439 0.0175

23 0.0354 0.0013 529 0.6639 12.2852 0.0154

25 0.0370 0.0014 625 0.8567 13.1326 0.0180

29 0.0408 0.0017 841 1.3995 14.7883 0.0246

31 0.0401 0.0016 961 1.5447 15.5987 0.0251

35 0.0389 0.0015 1225 1.8501 17.1892 0.0260

37 0.0367 0.0013 1369 1.8427 17.9706 0.0242

41 0.0357 0.0013 1681 2.1391 19.5086 0.0248

43 0.0326 0.0011 1849 1.9631 20.2663 0.0215

47 0.0379 0.0014 2209 3.1723 21.7610 0.0313

49 0.0362 0.0013 2401 3.1546 22.4987 0.0296

Σ 1.0362 22.3767 1.3821

Losses type Losses of 

transformer rate Load Losses Harmonic factor

Losses 

correction

No Load 38,000.00              38,000.00          38,000.00        

Rdc (I 2 R) 91,000.00              15,314.05          15,314.05        

Eddy Current 42,570.00              7,163.95           21.59                   154,699.91   

Other Stray 86,430.00              14,544.98          1.33                     19,399.59        

Total losses 258,000.00           75,022.98         227,413.56   

6

    50227.413,56258.000,00

.

= 45,2oC

At the secondary side of the one with the winding placed at the inner side of the transformer coil, the coil loss can be calculated as follow:

I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW

Rugi dalam rating transformator :

I22.R = 41.4023 x (0.1683)2 = 6.96705 kW

The increase of temperature in the hottest point of the transformer coil because of the current harmonic influence is based on IEEE Standard C57.110-2008 where the number per-unit is made in the real amount [13] as:

  68 556.96705 154.699 2.441.400 42.570 2.4

.

= 28.22 0C

The hot spot at the conductor can be written as follow:

44.2 + 28.22 = 73.42oC, if the temperature ambient at the relay station where that transformer is placed is 30oC on average, the hot spot at the conductor becomes:

73.42 + 30 = 103.42 0C

Because the transformer uses non thermally upgrade insulation paper as isolation, the hot spot temperature is above the insulation ability of the transformer paper (98oC) which is used to cover the coil conductor that the isolation aging acceleration process happens beside the occurrence of the increase of transformer load loss in the amount of 152.4 kW (227,413.56 – 75.022) or about 203%.

Pig.5 temperature curve of transformator #1 GI Tosan

Refer to IEEE standard C-57,91-1995

The relative aging rate (V) for the coil isolation paper is defined with the equation:

    / (14)

input 103.42 0C on the equation

that V = .   /

= 2.47

The transformer is estimated to undergo such an age decrease technically 2.47 times faster than the one according to the design.

The same method for the other transformers calculation results as follow:

Table 8. The effect of current distortion impact at the transformer

V. RISK ANALYSIS

By quantifying the data in table 8, because of the current harmonic influence, it is known that there are 2 transformer units (Tosan and Pulogadung s/s) having the high risk of malfunction, 1 transformer unit (#8 Pulogadung s/s) having medium risk of malfunction, and 5 transformer units having low risk of failure. The probability can be written by: P(T) = 2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 and P(R) = 0.625.

The conditional probability for the occurrence B, given A, is P(BǀA) for A is the failed component 1 and B is the failed component 2. The conditional probability P(BǀA) is a probability of failure condition of component 2, given component 1 is failed, that it can be written as [2]:

  ǀ  

  ǀ . ǀ .

  ǀǀ .

According to the data of transformer disturbance in the region of work of PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta and Banten, the transformer undergoing damage at the isolation subsystem because the harmonic distortion is high is 70% (30% is not), and the current harmonic distortion is 35% (65% is not), while the one whose current harmonic distortion is low is 10% (90% is not). From this information, the notation for probability can be written as follow:

ǀ 0.7 Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is high.

98⁰C

30⁰C

103.42

7

  ǀ  0.35  Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is medium.

  ǀ  0.1  Indicating the probability of damage occurring at the subsystem of transformer isolation whose current harmonic distortion is low.

From the Bayes’ theorem it can be written the probability of damage at the insulation subsystem at the transformer whose current harmonic distortion as follow.

  ǀ    ǀ .

  ǀ .   ǀ .   ǀ .

 

  ǀ  0.7   0.25

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.6222

  ǀ  0,35   0.125

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.1556

  ǀ  0,1   0.625

0.7   0.25 0,35   0.125 0,1   0.625

  ǀ  0.2222

To maintain the transformer performance at the sample examined in this paper, 3 alternatives are implemented which are:

1. Doing routine and not routine maintenance including: the transformer with high risk receives oil reclamation and cooler system modification; the transformer with medium risk receives oil reclamation; and the transformer with low risk receives oil filtering.

2. Limiting the loading at the transformer which has high risk and repairing broken transformers as a reserve with installation cost and repair Rp.3,000,000,000 and yearly routine maintenance.

3. Only doing routine maintenance and not doing any non routine maintenance. By considering the whole cost consequences, such as

routine maintenance Rp.20 millions/transformer, cooling system modification Rp.150 millions/transformer, oil reclamation Rp.161 millions/transformer, oil filtering Rp.15 millions/transformer, repairing the transformer coil Rp.2.5 billion, it can be calculated as in table 9 below:

Table 9 Cost estimated for the manager asset decision strategy

Alternative 1, RA1 = (Rp.662,000,000 x 0.6222) + (Rp.181,000,000 x 0.1556) + (Rp.175,000,000 x 0.2222) = Rp.436,200,000.

Alternative 2, RA2 = (Rp.3,020,000,000 x 0.6222) + (Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) = Rp.1,633,333,333.

Alternative 3, RA3 = (Rp.2,500,000,000 x 0.6222) + (Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) = Rp.1,356,000,000.

From these three choices presented, the lowest risk which is able to be taken as the management decision is the alternative 1.

VI. CONCLUSION

[1] From FMEA and FMECA, the most critical component of transformer is in the insulation subsystem compared to the other subsystem that the thing needed to be done is finding the cause of the failure at the insulation subsystem at the transformer.

[2] The result of the calculation shows the rate of relative aging at 2 transformer unit being the sample which are transformer #1, Cilegon Baru s/s for about 3.03 times and transformer #2 Tosan s/s in the amount of 2.47 times.

[3] Based on the risk calculation, the step in order to maintain the transformer performance in serving the consumer is the alternative 1 with the lowest cost of risk judgment aspect.

[4] The other effort is by limiting the consumer who is known as having a big role of the load toward the increase of power system harmonic component according to the IEEE Std 519-1992 as it is shown in table 4.3 about the harmonic distortion boundary. However, this effort is out of control of the manager asset who is given authority to manage O&M distribution system tools.

VII. REFERENCE

[1] Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset Management of Transmission system and associated CIGRÉ activities”.December 2006.

[2] P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On Economic Of Transformer Management”.June 2004.

[3] V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power Transformer”.January 2003.

[4] Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical Power systems Quality”, second edition, 2003.

[5] IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil immersed”, 1995.

[6] IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on Power System”, may 1996.

[7] Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma & Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.

[8] Sumaryadi, Hakim.Y, Parmatrisanti,A. Cahyono,B, ”Asset Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.

[9] William H. Bartley P.E. International Association of Engineering Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003

8

[10] Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods, and Application” IEEE press, 2005.

[11] IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000

[12] IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power transformers”, 2005.

[13] IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.

[14] IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.

[15] Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.

[16] Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.

[17] Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII, Malaysia, 2009

[18] Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009

[19] Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding ICPADM, Harbin, China, 2009